Дипломная работа: Линия электропередачи напряжением 500 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
Начало линии1 | Конец линии1 | ПС | Начало линии2 | Конец линии2 | |
Режим НБ | 3x3xРОДЦ-60/500 | 2 х КСВБ0-50-11 | 2 x3xРОДЦ-60/500 | ||
Режим НМ | 2 x3xРОДЦ-60/500 | 1 x3xРОДЦ-60/500 | 2 х КСВБ0-50-11 | 2 x3xРОДЦ-60/500 | |
Режим ПАВ | 2 х КСВБ0-50-11 | ||||
Синхронизация на шинах ПС | 1 x3xРОДЦ-60/500 | 2 х КСВБ0-50-11 | 2 x3xРОДЦ-60/500 | 2 x3xРОДЦ-60/500 | |
Синхронизация на шинах ГЭС | 1 x3xРОДЦ-60/500 | 2 x3xРОДЦ-60/500 | 2 х КСВБ0-50-11 |
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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25