Линия электропередачи напряжением 500 кВ

Uг =  = = 15,563 кВ

сosφг = =

== 0,998

ΔРл1 = 59,4 МВт

ΔQл1 = 344,4 МВAp

P”л1 = Р’л1 – ΔРл1 = 1018 – 59,4 = 958,6 МВт

Q”л1 = Q’л1 – ΔQл1 = 144,4 – 344,4 = -200 МВАр

Р2 = P”л1 - ΔРК1/2 = 958,6 – 4,08/2 = 956,5 МВт

Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2 = -200 + 5002·2,11·10-3 /2 = 63,9 МВAp

Pсис = Р2 – Рпс = 956,5 – 520 = 436,5 МВт

Рат = Рпс = 520 МВт

Примем : Qсис = 100 МВAp

Qат = Q2 – Qсис =63,9 – (-100) = 163,9 МВAp

Q’ат = Qат - 163,9 - ·30,55= 127,5 МВAp

U’2 = U2 – Q’ат·Xt2 /U2= 500 – 127,5·30,55/500 = 492,2 кВ

Uсн = U’2·230/500 = 226,4 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс - Рн = 520 – 10 = 510 МВт

Qатс = Ратс· tgφпс =510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp

Q’нн = Q’ат - Qатс = 127,5 – 148,75 = -21,2 МВAp

Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = -21,3 МВAp

Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 10,5 кВ

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

Произведём расчёт линии Л – 2.

Рл2 = Pсис - ΔРК2/2 = 436,5 – 3,04/2 = 435 МВт

Q’л2 = Qсис + U22· Y2/2 = -100 + 5002·1,543·10-3/2 = 92,9 МВАр

ΔРл2 = = 9,6 МВт

ΔQл2 = 90,5 МВAp

P’сис = Рл2 – ΔРл2 = 435 – 9,6 = 425,4 МВт

Q’сис = Q’л2 – ΔQл2 = 92,9 – 90,5 = 2,4 МВАр

Uсис =  = 491,1 кВ

Q”сис = Q’сис + Uсис2· Y2/2 = 2,4 + 491,12·1,543·10-3/2 = 187 МВAp

сosφсис = cos(arctg) = 0,91

Произведём проверку режима:

1)     UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,5 кВ < UННдопmax=11,55кВ

2)     UСН = 226,4≤ UСНдопmax= 253 кВ

3)     UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 15,56 кВ < UГдопmax=16,54 кВ

4)     cosφгном = 0,91 > cosφгном = 0,85

Рассчитанные основные рабочие режимы электропередачи требуют установки УПК 40%, двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11, трех групп реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 1, одной группы реакторов 3∙РОДЦ – 60 в конце линии 1 и двух групп реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 2.

2.4.4 Расчёт режима синхронизации на шинах промежуточной подстанции

В этом случае линия головного участка электропередачи включена со стороны станции и отключена со стороны промежуточной подстанции. При этом приемная подстанция питается от приемной системы по второму участку электропередачи. Напряжение на шинах подстанции определяется обычным путем, исходя из того, что синхронизация осуществляется в режиме максимальных нагрузок.

Рассчитаем участок электропередачи система – промежуточная подстанция.

Параметры схемы замещения:

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

 Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

Примем Р3 = 1,05·РПС = 546 МВт; Q3 = 0

Uсис = 510 кВ

Р”л2 = P3 - ΔРК2/2 = 546 – 3,04/2 = 544,5 МВт

Q”л2 = U22· Y2/2 = 5002·1,543·10-3/2 = 208,6 МВАр

Определим значение реактивной мощности, при которой напряжение U2 не будет превышать 500 кВ.

Q”л2 =-13,3 МВАр

Устанавливаем в конце второй линии группу реакторов 3·РОДЦ-60

Qp = 180·(Uсис/525)2 = 180·(510/525)2 = 169,8 МВАр

Q”л2 = Q”л2 – Qp = 208,6 – 169,8 = 38,7 МВАр

ΔР”л2 = = 13,9 МВт

ΔQ”л2 = 130.9 МВAp

Р’л2= Р”л2 – ΔР”л2 = 544.5 – 13,9 = 530,6 МВт

Q’л2 = Q”л2 – ΔQ”л2 = 38,7 – 130,9 = -92,2 МВАр

U2 =  = 488,3 кВ

Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.

Рат = Р’л2 - ΔРК2/2 = 530,6 – 3,04/2 = 529 МВт

Qат = Q’л2 + U22· Y2/2 = -92,2 + 488,32·1,543·10-3/2 = 91,8 МВАр

Q’ат = Qат - = 54,8 МВАр

U’2 = = 482,5 кВ

Uсн = U’2 ·230/500 = 222 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рат - Рн = 529 – 10 = 519 МВт

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

Q’нн = Q’ат - Qатс = 54,8 – 151,4 = -96,6 МВAp

Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = -98,9 МВAp

Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 10,46 кВ

Оставшийся дефицит реактивной мощности покрывают два синхронных компенсатора установленных ранее.

Uнн = 10,46 < Umaxск = 11,55 кВ.

Следовательно, режим допустим.

Теперь рассчитаем первый участок электропередачи.

Вторая цепь линии Л-1 отключена, на ГЭС в работе 1 генератор и 1 блочный трансформатор.

Для синхронизации необходимо чтобы напряжения на отключённом конце головного участка и на шинах промежуточной подстанции были равны.

U2 = 488,3 кВ

U2 = U1/cos(β0∙L) = 525/ cos(1,111∙10–3∙510) = 622,25 кВ

Для уменьшения напряжения на открытом конце головного участка ставим реакторы в конце головной линии.

Определим необходимое количество этих реакторов:

U1 = 525 кВ

Zc =  Ом

β = Im= 1,111·10-3 рад/км

А = cos(β·L1) = 0,844

Аэ = 525/488,3 = 1,075

В = Zc ·sin(β·L1) = 150.45

Yртреб = (Аэ – А)/В = 1,538·10-3 См

Yр = 180/5252 = 6,531·10-4 См

N = Yртреб / Yр = 2,35

Т. о. устанавливаем две группы реакторов 3∙РОДЦ – 60.

Тогда

U2XX =  = 504.7 кВ

Что неравно напряжению на шинах промежуточной подстанции, питающейся от системы, поэтому уменьшим напряжение в начале линии за счет регулирования возбуждения генератора станции.

U2XX =  = 490 кВ

Что равно напряжению на шинах промежуточной подстанции.

Определим возможность существования такого режима для генератора.

ЛЭП 1: R1 = 15,49 Ом; Х1 = 149,665Ом;

 Y1 = 2,111·10-3 См ΔРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

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.

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.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10