Выбор схемы, номинального напряжения и сечения проводов участков электропередачи
> 2∙613=1226
Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи
МВAp
Анализ исходных данных
Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети
Расчёты параметров основных режимов работы сети
Регулирование напряжения сети
Тыс. руб
Назначение и существующие методы профилактических испытаний изоляции действующих воздушных линий электропередачи
Меры безопасности при работах штангами на неотключенных ВЛ
Навигация
Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи
Линия электропередачи напряжением 500 кВ
116536
знаков
43
таблицы
37
изображений
2.4 Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи
|
|
Рассчитаем параметры схемы замещения.
Линия 13∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:
КR = 1 - ℓ2·x0·b0/3 = 1 – 5102·0,31·3,97·10-6/3 = 0,893
Rл1 = КR∙ℓ∙r0 = 0,893∙510∙0,034 = 15,49 Ом
КХ = 1 - ℓ2·x0·b0/6 = 1 – 5102·0,31·3,97·10-6/6 = 0,947
Xл1 = КХ∙ℓ∙x0 =0,947∙510∙0,31 = 149,665 Ом
КВ = 
Вл1 = КВ∙ℓ∙b0 =1,043∙510∙3,97∙10–6 = 2,111∙10–3 См
Линия 2
3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:
КR = 1 - ℓ2·x0·b0/3 = 1 – 3802·0,31·3,97·10-6/3 = 0,941
Rл2 = КR∙ℓ∙r0 = 0,941∙380∙0,034 = 12,155 Ом
КХ = 1 - ℓ2·x0·b0/6 = 1 – 3802·0,31·3,97·10-6/6 = 0,97
Xл2 = КХ∙ℓ∙x0 =0,97∙380∙0,31 = 114,31 Ом
КВ = 
Вл2 = КВ∙ℓ∙b0 =1,023∙510∙3,97∙10–6 = 1,543∙10–3 См
2.4.1 Расчет режима наибольшей передаваемой мощностиПараметры 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 ΔРК1 = 8·510·2/1000 = 8,16 МВт
ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;
Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт
Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5/4 = 22,375 Ом
Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом
Найдем натуральную мощность
Zc = 
Ом
Рнат = 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
Qл1 = Q’л1 - U12· Y1/2 = 51,4 – 5002 ·4,22·10-3 /2 = -476,4 МВар
Р’л1 = Р0 - ΔРК/2 = 1020 – 8,16/2 = 1016 МВт
Uг = 
= 14.36кВ
Uг мало, поэтому устанавливаем 3 группы реакторов 3хРОДЦ-60
Qp = 3·180·(U1/525)2 = 489.8 МВАр
Qл1 = Qл1 + Qp = 13,4 МВАр
Uг = = 15.02 кВUг доп = (14,96 – 16,54) кВ
сosφг = 
= 0,995
ΔРл1 = 
МВт
ΔQл1 = 
МВAp
P”л1 = Р’л1 – ΔРл1 = 1016 – 32.06 = 983.86 МВт
Q”л1 = Q’л1 – ΔQл1 = 51.38 – 309.73 = -258.38 МВАр
Р2 = P”л1 - ΔРК1/2 = 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
Pсис = Р2 – Рпс = 979,78 – 520 = 459,78 МВт
Рат = Рпс = 520 МВт
Qсис = Pсис·tgφпс =459,78·tg(arccos(0.96))=93.36 МВAp
Qат = Q2 – Qсис =269,4 – 93,36 = 176,04 МВAp
Q’ат = Qат - 
176,04 - 
·30.55= 139.21 МВAp
U’2 = U2 - Qат·Xt2 /U2= 500 – 176.04·30.55/500 = 491,5 кВ
Uсн = U’2·230/500 = 226,1 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 = 139,21 – 148,75 = -9,54 МВAp
Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = -9,56 МВAp
Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 10.345 кВ
Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11.
рн = 0,12 ; Кск = 650/100 тыс. руб./Мвар; З” = 0.02 тыс. руб./(МВт·ч)
аск = 0,088 ; τ = 4253 час ; ΔРл1 =32,05 МВт
приведенные затраты:
З = (аск + рн)·|Qнн|· Кск + ΔРл1· 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 Uнн < 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.
Рл2 = Pсис - ΔРК2/2 = 459,86 – 3,04/2 = 458,34 МВт
Qp = 180·(U1/525)2 = 180·(505/525)2 = 166,5 МВАр
Q’л2 = Qсис + U22· Y2/2 – 2·Qp = 93,36 + 5052·1,543·10-3/2 – 2·166,5 = -42,96 МВАр
ΔРл2 = 
= 10,1 МВт
ΔQл2 = 
94,99 МВAp
P’сис = Рл2 – ΔРл2 = 458,34 – 10,1 = 448,24 МВт
Q’сис = Q’л2 – ΔQл2 = -42,96 – 94,99 = -137,95 МВАр
Uсис = 
= 524,44 кВ
Q”сис = Q’сис + Uсис2· Y2/2 = -137,95 + 524,442·1,543·10-3/2 = 74,24 МВAp
сosφсис = cos(arctg
) = 0,987
Произведём проверку режима:
1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,53 кВ < UННдопmax=11,55кВ
2) UСН = 229,01≤ UСНдопmax= 253 кВ
3) UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 14,97 кВ < UГдопmax=16,54 кВ
4) cosφгном = 0,997 > cosφгном = 0,85
2.4.2 Расчет режима наименьшей передаваемой мощностиПо 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 ΔРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт
ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;
Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт
Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5/2 = 44,75 Ом
Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1 Ом ; Хtн2 = 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
Qл1 = Q’л1 - U12· Y1/2 = -3,5 – 5002 ·2,11·10-3 /2 = -267,38 МВар
Р’л1 = Р0·0,3 - ΔРК/2 = 1020·0,3 – 4,08/2 = 303,96 МВт
Uг = = 14.18 кВ
Uг мало, поэтому устанавливаем 2 группы реакторов 3хРОДЦ-60
Qp = 2·180·(U1/525)2 = 326,53 МВАр
Qл1 = Qл1 + Qp = 59,15 МВАр
Uг = = 15.16 кВ
сosφг = = 0,97
ΔРл1 = 
5,725 МВт
ΔQл1 = 
55,32 МВAp
P”л1 = Р’л1 – ΔРл1 = 303,96 – 5,725 = 298,235 МВт
Q”л1 = Q’л1 – ΔQл1 = -3,5 – 55,32 = -58,82 МВАр
Р2 = P”л1 - ΔРК1/2 = 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
Pсис = Р2 – Рпс = 296,2 – 520·0,3 = 140,2 МВт
Рат = Рпс = 520·0,3 = 156 МВт
Qсис = Pсис·tgφпс =140,2·tg(arccos(0.96))=28,47 МВAp
Qат = Q2 – Qсис =205,05 – 28,47 = 176,58 МВAp
Q’ат = Qат - 176,58 - 
·61,1= 163,02 МВAp
U’2 = U2 - Qат·Xt2 /U2= 500 – 176.58·61,1/500 = 480,08 кВ
Uсн = U’2·220/500 = 220,84 кВ
Рн = 10 МВт
Ратс = Рпс - Рн = 156 – 10 = 146 МВт
Qатс = Ратс· tgφпс =146·tg(arccos(0.96))=42,58 МВAp
Q’нн = Q’ат - Qатс = 163,02 – 42,58 = 120,43 МВAp
Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = 113,29 МВAp
Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 9,48 кВ
Для повышения напряжения на низкой стороне ПС установим группу реакторов в конце 1-й линии.
Qат = Q2 – Qсис – 180·(U2/525)2=205,05 – 28,47 – 163,26 = 13,32 МВAp
Q’ат = Qат - 13,32 - 
·61,1= 7,33 МВAp
U’2 = U2 - Qат·Xt2 /U2= 500 – 13,32·61,1/500 = 499,1 кВ
Uсн = U’2·220/500 = 229,6 кВ
Рн = 10 МВт
Ратс = Рпс - Рн = 156 – 10 = 146 МВт
Qатс = Ратс· tgφпс =146·tg(arccos(0.96))=42,58 МВAp
Q’нн = Q’ат - Qатс = 7,33 – 42,58 = -35,25 МВAp
Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = -35,82 МВAp
Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 10,65 кВ
Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11.
рн = 0,12 ; Кск = 650/100 тыс. руб.; З” = 0.02 тыс. руб./(МВт·ч)
аск = 0,088 ; τ = 4253 час ; ΔРл1 =5,725 МВт
приведенные затраты:
З = (аск + рн)·|Qнн|· Кск + ΔРл1· τ· З” = 542 тыс. руб.
Аналогично определим затраты для различных уровней напряжений, результаты представим в виде таблицы (приложение 4, табл. П4.2).
Как видно из таблицы П4.2 минимум затрат наблюдается при 500 кВ.
Произведём расчёт линии Л – 2. Учитывая посадку напряжения на линии, устанавливаем две группы реакторов 3×РОДЦ – 60.
Рл2 = Pсис - ΔРК2/2 = 140,2 – 3,04/2 = 138,7 МВт
Qp = 180·(U2/525)2 = 180·(500/525)2 = 163,3 МВАр
Q’л2 = Qсис + U22· Y2/2 – 2·Qp = 28,47 + 5002·1,543·10-3/2 – 2·163,3 = -105,2 МВАр
ΔРл2 = 
= 1,5 МВт
ΔQл2 = 
13,85 МВAp
P’сис = Рл2 – ΔРл2 = 138,7 – 1,5 = 137,2 МВт
Q’сис = Q’л2 – ΔQл2 = -105,2 – 13,85 = -119,04 МВАр
Uсис = = 523,9 кВ
Q”сис = Q’сис + Uсис2· Y2/2 = -119,04 + 523,92·1,543·10-3/2 = 93,15 МВAp
сosφсис = cos(arctg) = 0,827
Произведём проверку режима:
1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,65 кВ < UННдопmax=11,55кВ
2) UСН = 229,6≤ UСНдопmax= 253 кВ
3) UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 15,16 кВ < UГдопmax=16,54 кВ
cosφгном = 0,97 > cosφгном = 0,85
2.4.3 Расчёт послеаварийного режимаВ качестве послеаварийного режима рассматриваем отключение одной цепи линии Л-1.
При этом по линии Л-1 протекает мощность P0 = 1020 МВт, что больше натуральной мощности линии 500кВ, поэтому принимаем напряжение в начале линии U1 = 1,05∙Uном = 525 кВ; учтём УПК (Х1(УПК) = 0,6·Х1)
Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U2 = 500 кВ.
Параметры элементов схемы замещения:
ЛЭП 1: R1 = 15,49 Ом; Х1 = 149,665·0,6 = 89,8 Ом;
Y1 = 2,111·10-3 См ΔРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт
ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;
Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт
Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5/4 = 22,375 Ом
Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом
Z1 = R1 + jX1 = 15,49 + j89,8; |Z1| = 91,1 Ом
Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.011
α11 = α12 =arcsin(R1/|Z1|) = arcsin(15,49/150,46) = 5.91º
δ1 = 
19,86º
Q’л1 = U12· Y11·cos α11 - U1· U2 ·Y11·cos (δ1 - α12) = 144,4 МВар
Qл1 = Q’л1 - U12· Y1/2 = 144,4 – 5252 ·92,11·10-3 /2 = -146,5 МВар
Р’л1 = Р0 - ΔРК/2 = 1020 – 4,08/2 = 1018 МВт
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 подстанцииВ 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 =
Похожие работы
... его реализацию. 1. НОРМИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ В настоящее время на международном уровне и в ряде экономически развитых странах, в том числе и в нашей, разработаны и утверждены документы, регламентирующие уровни электрических полей, создаваемых высоковольтным оборудованием и сооружениями. Первые нормы по электромагнитным полям были установлены в [1, 2, 3, 4, 5]. В России регламентируются ...
... с Трудовым кодексом Российской Федерации обеспечение безопасных условий и охраны труда в организации возлагается на работодателя. Выполнение строительно-монтажных работ, работ на воздушных линиях электропередачи осуществляется по проектам производства работ или по технологическим картам, которые содержат технические решения и основные организационные мероприятия по обеспечению безопасного ...
... по работающим блокам за период эксплуатации 1973-2004 год составляет соответственно: блок 1 — 66,6%, блок 2 — 71,3%, блок 3 — 69,3%, блок 4 — 70,6%, в целом по станции на. — 69,4%. 2.2 Перспективы развития атомной энергетики в РФ Энергетический сектор российской промышленности, как известно, находится на пороге кризиса. Чтобы избежать кризиса федеральное правительство реализует ряд действий ...
... новых и модернизации действующих производств. В области ведется целенаправленная работа над созданием благоприятного климата для вложения капиталов. Инвестиционная политика в Тульской области основывается на принципах: · доброжелательности в отношениях с инвестором и взаимной ответственности участников инвестиционного процесса; · равноправия инвесторов; · ...
0 комментариев