150472 (594552), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

U _ном = 20 кВ, I _ном = 20 кА, I _откл = 160 кА

ОРУ 500 кВ : I _max = 1020/(1,73∙500∙ 0,85) = 1,33 кА

ВВМ – 500Б – 31,5

U _ном = 500 кВ, I _ном = 2000 А, I _откл = 31,5 кА

ОРУ 220 кВ : I _max = 520/(1,73∙220∙ 0,98) = 1,4 кА

ВВБ – 220Б – 31,5/2000У1

U _ном = 220 кВ, I _ном = 2000 А, I _откл = 31,5 кА.

2.3 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:

3= Ен · К_∑ +И_∑ +У,

где

Е_н = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений.

К_∑ - капиталовложения, И_∑ - издержки,У – ущерб от недоотпуска электроэнергии

К_∑ = К_л + К_п/ст.

К_л = К_о· ℓ, где Ко- удельная стоимость сооружения линий; ℓ – длина линии, км

К_п/ст = К_ору + К_тр + К_ку + К_пч

В расчете не учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. К_ку = 0

К_ору = К_орувн + К_орусн

К_тр- капиталовложение трансформаторов

К_пч – постоянная часть затрат

И_∑ = И_∑а.о.р.+ И_{∑потери э}

И_{∑.о.р а.}- издержки амортизацию, обслуживание и ремонт

И_{∑потери ээ} - издержки от потерь электроэнергии

И_∑а.о.р = И_а.о.р.л + И _{а.о р п/ст}

И_{∑потери ээ} =И_{потери ээВЛ} + И_{потери тр}

И_{а.о.р.вл} = а_л· к_л

а_л – ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.

И _{а.о р п/ст} = а _п/ст · К _п/ст

Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2 (2-й участок ВЛ, ОРУ ВН подстанции).

Т. к. в обоих вариантах на промежуточной подстанции применяется схема трансформаторы-шины (в 1-м с присоединением линий через два выключателя, во 2-м через полтора) и число выключателей равно шести для обеих схем, то их стоимость одинакова. Поэтому сравниваем только 2-й участок ВЛ. Расчет приведен в приложении 3. В результате получили:

З = Е_н· К + И + У

З₁ = 0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.

З₂ = 0,12·37470 + 1642,5 = 6139 тыс. руб.

Оценим разницу в % : ε = (6139 – 4800) ·100% /6139 = 21,8%

Т.о. схема 1 обходится дешевле, нежели схема 2, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 1 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.

2.4 Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи

Р

Q′′_сис

U_сис

ис 2.3 Схема замещения электропередачи

Рассчитаем параметры схемы замещения.

Линия 1

3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:

К_R = 1 - ℓ²·x₀·b₀/3 = 1 – 510²·0,31·3,97·10^-6/3 = 0,893

R_л1 = К_R∙ℓ∙r₀ = 0,893∙510∙0,034 = 15,49 Ом

К_Х = 1 - ℓ²·x₀·b₀/6 = 1 – 510²·0,31·3,97·10^-6/6 = 0,947

X_л1 = К_Х∙ℓ∙x₀ =0,947∙510∙0,31 = 149,665 Ом

К_В =

В_л1 = К_В∙ℓ∙b₀ =1,043∙510∙3,97∙10^–6 = 2,111∙10^–3 См

Линия 2

3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:

К_R = 1 - ℓ²·x₀·b₀/3 = 1 – 380²·0,31·3,97·10^-6/3 = 0,941

R_л2 = К_R∙ℓ∙r₀ = 0,941∙380∙0,034 = 12,155 Ом

К_Х = 1 - ℓ²·x₀·b₀/6 = 1 – 380²·0,31·3,97·10^-6/6 = 0,97

X_л2 = К_Х∙ℓ∙x₀ =0,97∙380∙0,31 = 114,31 Ом

К_В =

В_л2 = К_В∙ℓ∙b₀ =1,023∙510∙3,97∙10^–6 = 1,543∙10^–3 См

2.4.1 Расчет режима наибольшей передаваемой мощности

Параметры элементов схемы замещения:

ЛЭП 1: R₁ = 15,49/2 = 7,745 Ом; Х₁ = 149,665/2 = 74,83 Ом;

Y₁ = 2·2,111·10^-3 См ΔР_К1 = 8·510·2/1000 = 8,16 МВт

ЛЭП 2: R₂ = 12,155 Ом; Х₂ = 114,31 Ом;

Y₂ = 1,153·10^-3 См ΔР_К2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ГЭС: Х_t1 = 89,5/4 = 22,375 Ом

Трансформатор ПС: Х_t2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Х_tн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

Найдем натуральную мощность

Z_c = Ом

Р_нат = 2·500²/279,438 = 1,789·10³ >Р₀ = 1020 МВт передаваемая мощность меньше натуральной.

Зададимся несколькими значениями напряжения U₂ для выбора минимума затрат на установку КУ. В данном режиме U₁ = 500 кВ. Перепад напряжения должен быть таким, чтобы напряжение в линии не превышало допустимого (525 кВ). Зададимся напряжением U₂ = 500 кВ и выполним расчеты, а для 505, 510, 515, 520 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.

Z₁ = R₁ + jX₁ = 7.745 + j74.83; |Z₁| = 75.23 Ом

Y₁₁ = Y₁₂ = 1/|Z₁| = 0.013

α₁₁ = α₁₂ =arcsin(R₁/|Z₁|) = arcsin(7.745/75.23) = 5.91º

δ₁ =

Q’_л1 = U₁²· Y₁₁·cos α₁₁ - U₁· U₂ ·Y₁₁·cos (δ₁ - α₁₂) = 51,4 МВар

Q_л1 = Q’_л1 - U₁²· Y₁/2 = 51,4 – 500² ·4,22·10^-3 /2 = -476,4 МВар

Р’_л1 = Р₀ - ΔР_К/2 = 1020 – 8,16/2 = 1016 МВт

U_г = = 14.36кВ

U_г мало, поэтому устанавливаем 3 группы реакторов 3хРОДЦ-60

Q_p = 3·180·(U₁/525)² = 489.8 МВАр

Q_л1 = Q_л1 + Q_p = 13,4 МВАр

U_г = = 15.02 кВU_{г доп} = (14,96 – 16,54) кВ

сosφ_г = = 0,995

ΔР_л1 = МВт

ΔQ_л1 = МВAp

P”_л1 = Р’_л1 – ΔР_л1 = 1016 – 32.06 = 983.86 МВт

Q”_л1 = Q’_л1 – ΔQ_л1 = 51.38 – 309.73 = -258.38 МВАр

Р₂ = P”_л1 - ΔР_К1/2 = 983.86 – 8,16/2 = 979.78 МВт

Q₂ = Q”_л1 + U₂²· Y₁/2 = -258.38 + 500²·4,22·10^-3 /2 = 269.4 МВAp

P_сис = Р₂ – Р_пс = 979,78 – 520 = 459,78 МВт

Р_ат = Р_пс = 520 МВт

Q_сис = P_сис·tgφ_пс =459,78·tg(arccos(0.96))=93.36 МВAp

Q_ат = Q₂ – Q_сис =269,4 – 93,36 = 176,04 МВAp

Q’_ат = Q_ат - 176,04 - ·30.55= 139.21 МВAp

U’₂ = U₂ - Q_ат·X_t2 /U₂= 500 – 176.04·30.55/500 = 491,5 кВ

U_сн = U’₂·230/500 = 226,1 кВ

Р_н = 10 МВт

Р_атс = Р_пс - Р_н = 520 – 10 = 510 МВт

Q_атс = Р_атс· tgφ_пс =510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp

Q’_нн = Q’_ат - Q_атс = 139,21 – 148,75 = -9,54 МВAp

Q_нн = Q’_нн – (Q’_нн/ U’₂)²· X_tн2 = -9,56 МВAp

U_нн = (U’₂ - Q’_нн ·X_tн2 /U’₂)·(10.5/500) = 10.345 кВ

Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11.

р_н = 0,12 ; К_ск = 650/100 тыс. руб./Мвар; З” = 0.02 тыс. руб./(МВт·ч)

а_ск = 0,088 ; τ = 4253 час ; ΔР_л1 =32,05 МВт

приведенные затраты:

З = (а_ск + р_н)·|Q_нн|· К_ск + ΔР_л1· τ· З” = 2741 тыс. руб.

Аналогично определим затраты для различных уровней напряжений, результаты представим в виде таблицы (приложение 4).

Как видно из таблицы П4.1 минимум затрат наблюдается при 500 кВ, но при этом U_нн < 10.45 кВ, поэтому будем вести расчёт для напряжения U₂ =505 кВ.

Произведём расчёт линии Л – 2. Учитывая посадку напряжения на линии, устанавливаем две группы реакторов 3×РОДЦ – 60.

Р_л2 = P_сис - ΔР_К2/2 = 459,86 – 3,04/2 = 458,34 МВт

Q_p = 180·(U₁/525)² = 180·(505/525)² = 166,5 МВАр

Q’_л2 = Q_сис + U₂²· Y₂/2 – 2·Q_p = 93,36 + 505²·1,543·10^-3/2 – 2·166,5 = -42,96 МВАр

ΔР_л2 = = 10,1 МВт

ΔQ_л2 = 94,99 МВAp

P’_сис = Р_л2 – ΔР_л2 = 458,34 – 10,1 = 448,24 МВт

Q’_сис = Q’_л2 – ΔQ_л2 = -42,96 – 94,99 = -137,95 МВАр

U_сис = = 524,44 кВ

Q”_сис = Q’_сис + U_сис²· Y₂/2 = -137,95 + 524,44²·1,543·10^-3/2 = 74,24 МВAp

сosφ_сис = cos(arctg ) = 0,987

Произведём проверку режима:

1. U_ННдоп^min = 10,45кВ НН = 10,53 кВ < U_ННдоп^max=11,55кВ

2. U_СН = 229,01≤ U_СНдоп^max= 253 кВ

3. U_Гдоп^min=14,96 кВ < U_г = 14,97 кВ < U_Гдоп^max=16,54 кВ

4. cosφ_гном = 0,997 > cosφ_гном = 0,85

2.4.2 Расчет режима наименьшей передаваемой мощности

По условию в данном режиме мощности, передаваемые по линиям, составляют 30 % номинальных. Поэтому в режиме НМ отключены одна цепь на ВЛ1, одна из групп автотрансформаторов на промежуточной подстанции, два блока на ГЭС.

Параметры элементов схемы замещения:

ЛЭП 1: R₁ = 15,49 Ом; Х₁ = 149,665 Ом;

Y₁ = 2,111·10^-3 См ΔР_К1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

ЛЭП 2: R₂ = 12,155 Ом; Х₂ = 114,31 Ом;

Y₂ = 1,153·10^-3 См ΔР_К2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ГЭС: Х_t1 = 89,5/2 = 44,75 Ом

Трансформатор ПС: Х_t2 = 61,1 Ом ; Х_tн2 = 113,5 Ом

Зададимся несколькими напряжениями для выбора минимума затрат на установку КУ. В данном режиме U₁ = 500 кВ. Перепад напряжения должен быть таким, чтобы напряжение в линии не превышало допустимого (525 кВ). Зададимся напряжением U₂ = 500 кВ и выполним расчеты, а для 505, 510, 515 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.

Z₁ = R₁ + jX₁ = 15,49 + j149,665; |Z₁| = 150,46 Ом

Y₁₁ = Y₁₂ = 1/|Z₁| = 0.0066

α₁₁ = α₁₂ =arcsin(R₁/|Z₁|) = arcsin(15,49/150,46) = 5.91º

δ₁ = 10,5º

Q’_л1 = U₁²· Y₁₁·cos α₁₁ - U₁· U₂ ·Y₁₁·cos (δ₁ - α₁₂) = -3,5 МВар

Q_л1 = Q’_л1 - U₁²· Y₁/2 = -3,5 – 500² ·2,11·10^-3 /2 = -267,38 МВар

Р’_л1 = Р₀·0,3 - ΔР_К/2 = 1020·0,3 – 4,08/2 = 303,96 МВт

U_г = = 14.18 кВ

U_г мало, поэтому устанавливаем 2 группы реакторов 3хРОДЦ-60

Q_p = 2·180·(U₁/525)² = 326,53 МВАр

Q_л1 = Q_л1 + Q_p = 59,15 МВАр

U_г = = 15.16 кВ

сosφ_г = = 0,97

ΔР_л1 = 5,725 МВт

ΔQ_л1 = 55,32 МВAp

P”_л1 = Р’_л1 – ΔР_л1 = 303,96 – 5,725 = 298,235 МВт

Q”_л1 = Q’_л1 – ΔQ_л1 = -3,5 – 55,32 = -58,82 МВАр

Р₂ = P”_л1 - ΔР_К1/2 = 298,235 – 4,08/2 = 296,2 МВт

Q₂ = Q”_л1 + U₂²· Y₁/2 = -58,82 + 500²·2,11·10^-3 /2 = 205,05 МВAp

P_сис = Р₂ – Р_пс = 296,2 – 520·0,3 = 140,2 МВт

Р_ат = Р_пс = 520·0,3 = 156 МВт

Q_сис = P_сис·tgφ_пс =140,2·tg(arccos(0.96))=28,47 МВAp

Q_ат = Q₂ – Q_сис =205,05 – 28,47 = 176,58 МВAp

Q’_ат = Q_ат - 176,58 - ·61,1= 163,02 МВAp

U’₂ = U₂ - Q_ат·X_t2 /U₂= 500 – 176.58·61,1/500 = 480,08 кВ

U_сн = U’₂·220/500 = 220,84 кВ

Р_н = 10 МВт

Р_атс = Р_пс - Р_н = 156 – 10 = 146 МВт

Q_атс = Р_атс· tgφ_пс =146·tg(arccos(0.96))=42,58 МВAp

Q’_нн = Q’_ат - Q_атс = 163,02 – 42,58 = 120,43 МВAp

Q_нн = Q’_нн – (Q’_нн/ U’₂)²· X_tн2 = 113,29 МВAp

U_нн = (U’₂ - Q’_нн ·X_tн2 /U’₂)·(10.5/500) = 9,48 кВ

Для повышения напряжения на низкой стороне ПС установим группу реакторов в конце 1-й линии.

Q_ат = Q₂ – Q_сис – 180·(U₂/525)²=205,05 – 28,47 – 163,26 = 13,32 МВAp

Q’_ат = Q_ат - 13,32 - ·61,1= 7,33 МВAp

Характеристики

Список файлов ВКР