Выбор параметров и анализ режимов электропередачи

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО

УЧЕРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

МОСКОВСКОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА (ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА)

Факультет “Энергетики и электротехники”

Кафедра “Электрические системы”

Курсовой проект

По курсу: “Дальние линии электропередачи СВН”

Тема: “Выбор параметров и анализ режимов электропередачи”

Смоленск, 2003

ВВЕДЕНИЕ

В данном курсовом проекте рассматривается электропередача переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенной для транспорта электрической энергии от удаленной гидроэлектростанции в приёмную систему.

Решаются вопросы, связанные с выбором схемы электропередачи и номинального напряжения её участков, оценивается пропускная способность электропередачи, проводятся расчёты и анализ основных рабочих, послеаварийного и особых режимов работы.

В заключительной части проекта определяются основные технико-экономические показатели.

1. Выбор схемы, номинального напряжения и сечения проводов участков электропередачи

Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию обоснованно надёжного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приёмной системы, обеспечиваемых энергией от ГЭС.

Сопоставляя три заданные величины:

наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р₀ = 1340 МВт;

наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Р_п/ст = 600 МВт;

оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Р_резерв = 470 МВт.

Наметим следующие варианты схемы участков электропередачи:

Рис 1.1. Вариант 1 схемы участков электропередачи.

Рис 1.2. Вариант 2 схемы участков электропередачи.

При длине линий более 400 км, предельный экономический ток для двух смежных марок проводов равен:

где К02 и К01 – удельные капитальные вложения на сооружение ВЛ соответственно с проводами большего и меньшего сечения [1] при учете зональных и поправочных коэффициентов [1];

Е_н = 0,12 – коэффициент эффективности капиталовложений;

а – коэффициент ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание ВЛ [1];

dРк1 и dРк2 – среднегодовые потери мощности при коронировании проводов большего и меньшего сечения [1];

r02 и r01 – погонные активные сопротивления одного провода соответственно большего и меньшего сечения, вычисляемые по данным табл. 7.6 [1] с введением поправки на среднегодовую температуру воздуха [1];

n - стандартное число проводов в фазе;

Зi и Зii – удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии, зависящие от времени потерь и района сооружения ВЛ;

t_потерь – время потерь.

t_потерь = ∑(Р_i/Р_нб)²∙t_i

t_потерь = 1²2000+0,7²2500+0,5²2500+0,3²1760 = 4008,4 час.

  Вариант 1   Линия 750 кВ длиной 630 км (одна цепь).

I_расч = P_{max. л.}/(N∙√3∙U_ном∙cosφ)

I_расч = 1340_./(1∙√3∙750∙0,99) = 1041,952 А

F_расч = I_расч/(n∙j_расч)

F_расч = 1041,952/(4∙1) = 260.488 мм²

Количество проводов расщеплённой фазы n = 4.

Т. о. выбираем провод 4АС 400/93.

I_доп = 4∙860 = 3440 А, где

860 А – длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные)

3440 > 1042, значит, провод по нагреву проходит.

Линия 500 кВ длиной 420 км (одна цепь).

I_расч = P_{max. л.}/(N∙√3∙U_ном∙cosφ) = (P₀ – Р_пс)_./(N∙√3∙U_ном∙cosφ)

I_расч = 740_./(1∙√3∙500∙0,98) = 871,917 А

F_расч = I_расч/(n∙j_расч)

F_расч = 871,917 /(3∙1) = 290,639 мм²

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм² , то учитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираем провод: 3АС 330/43.

I_доп = 3∙730 = 2190 А