(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование электропередачи большой пропускной способности
Белорусский государственный технический институт
Энергетический факультет
Кафедра: «Электронные системы«
Курсовая работа
Проектирование электропередачи большенный пропускной возможности
Выполнил: Полоник Д.И.,
студент гр. 106218
Управляющий: Старжинский А.Л.
Минск 2012
Содержание
электропередача напряжение провод фаза
Введение
1. Начальные данные
2. Разработка 2-х вариантов выполнения системы электропередачи
3. Выбор номинального напряжения и экономически обоснованных количества линий, сечений проводов и конструкций фаз на участках системы электропередачи
4. Выбор числа и мощности трансформаторов на электростанции и подстанции
5. Разработка полных принципных схем вариантов электропередачи
6. Технико-экономическое сопоставление и выбор целесообразного варианта
7. Расчёт характеристик схемы замещения электропередачи с учётом волновых параметров полосы
8. электронные расчёты соответствующих режимов электропередачи (обычных режимов больших и меньших нагрузок, послеаварийных режимов больших нагрузок)
9. Расчёт технико-экономических характеристик
Заключение
Литература
Введение
Важным структурным элементом электронных систем служит электропередача, которая служит для объединения отдельных электронных систем, использования удаленных энергоресурсов, рациональной организации потоков горючего в стране. Повышение мощности и дальности передачи электроэнергии является не только лишь одной из центральных заморочек электротехники, но одной из важных экономических заморочек.
Размер серьезных издержек на стройку ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) и сетей приближается к общей сумме финансовложений в электронные станции. В этих критериях особое
В данной курсовой работе нужно создать два варианта электропередачи, высчитать и сопоставить приведенные Издержки в их сооружение, и избрать более экономный. Для более экономически прибыльного варианта высчитать соответствующие и аварийные режимы и зависимо от результатов избрать компенсирующие устройства для ввода режима в допустимую область, если это нужно. Также в курсовой работе рассчитываются экономические характеристики.
1. Начальные данные
Основная начальная информация содержится в задании по курсовой работе. Рассчитаем данные нужные для выполнения проекта:
1. Генераторы электростанции 8ЧТВВ-200;
2. Расстояние от электростанции до промежной ПС
3. Расстояние от энергетической системы до промежной ПС
4. Перегрузка промежной ПС
Рис. 1.1
2. Разработка 2-х вариантов выполнения системы электропередачи
Для разработки вариантов систем электропередачи за ранее рассчитаем потоки мощности на участках [рис.1.1] без учёта утрат мощности в полосы по [1, 5]:
где — наибольшая перегрузка электропередачи и промежной ПС, — мощность собственных нужд электростанции, равная приблизительно
Получим:
Потому что перегрузка промежной ПС существенно меньше мощности, выдаваемой электростанцией, то для выдачи всей мощности в систему при отключение одноцепной полосы свяжем электростанцию с промежной ПС двухцепной ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока).
Выбор номинального напряжения осуществляется на базе сравнения вариантов технико-экономических характеристик. При подготовительном выборе номинального напряжения осуществим по экономическим зонам и формуле Илларионова.
Воспользуемся формулой Илларионова:
,
где, l — длина полосы, км;
P — передаваемая активная мощность, МВт.
Участок от электростанции до подстанции одна цепь:
Участок от электростанции до подстанции две цепи:
Участок от подстанции до системы одна цепь:
Участок от подстанции до системы две цепи:
На первом и втором участке имеем экономически прибыльное номинальное напряжение 750 либо 500 кВ. В итоге этого принимаем последующие подготовительные варианты схем электропередачи, выставленные на рис.2.1. и рис 2.2:
Рис 2.1 Электропередача на напряжении 750 кВ
Рис.2.2 Электропередача на напряжении 500 кВ
3. Выбор номинального напряжения и экономически обоснованных количества линий, сечений проводов и конструкций фаз на участках системы электропередачи
По результатам выбора вариантов схем электропередачи и подготовительного расчёта потокораспределения в п.2 совсем определимся с номинальным напряжением на участках ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока).
Для варианта №1 имеем:
— мощность по первому на одну цепь линий участку
— мощность по второму участку
Тогда по [2,401] напряжение для варианта №1:
— на первом участке —
— на втором участке —
В таблице 3.1 представлены экономические и технические характеристики одноцепных ВЛ750 кВ.
Таблица 3.1. — Экономические и технические характеристики одноцепной ВЛ750 кВ.
Типы используемых сечений, мм2
Номинальное напряжение, кВ
5Ч240/56
750
88
16
5Ч300/66
750
95
13,7
5Ч400/51
750
97
10,8
Для варианта №2 имеем:
— мощность по первому на одну цепь полосы участку
— мощность на одну цепь полосы по второму участку
Тогда по [2,401] напряжение для варианта №2:
— на первом участке-
— на втором участке —
В таблице 3.2 представлены экономические и технические характеристики одноцепных ВЛ500 кВ.
Таблица 3.2. — Экономические и технические характеристики одноцепной ВЛ500 кВ.
Типы используемых сечений, мм2
Номинальное напряжение, кВ
3Ч330/43
500
67,2
8
3Ч400/51
500
72
6,2
3Ч500/64
500
83,2
4,9
Для нахождения сечения проводов участков полосы электропередачи напряжением 330 кВ и наиболее целенаправлено воспользоваться способом экономических интервалов мощностей[1,6].
Для выбора наиболее экономного варианта будем ассоциировать приведенные Издержки в линию по [4,557]:
где — ток полосы в режиме больших нагрузок, E = 0,12 — норма дисконта, — норма в толиках от серьезных издержек на амортизацию и текущий ремонт для линий и соответственно, принято по [4, 535], — серьезные Издержки в сооружение полосы, по [3,329] найдём удельные Издержки в линию, , — утраты на корону,длина полосы, — удельная стоимость утрат на корону, по [4,537] ,удельное активное сопротивление дюралевого провода, — время больших утрат, — удельная стоимость нагрузочных утрат по [4,537],, F — площадь сечения проводника, n — число проводов в фазе.
время больших утрат по [5,390]:
Имеем:
Тогда подставив , , в ,, в для трёх сечений и изменяя ток перегрузки найдём удельные издержки в участки линий для варианта №1 и №2. Результаты расчётов представим в виде графиков функции на рис.3.1, рис. 3.2, рис. 3.3брис. 3.4 (для варианта №1 З1,З2,З3 соответствует сечению 5Ч240/56, 5Ч300/66, 5Ч400/51 соответственно; для варианта №2 З1,З2,З3 соответствует сечению 3Ч330/43, 3Ч400/51, 3Ч500/64 соответственно:
Рис. 3.1 Удельные Издержки в 1-ый участок полосы для варианта №1в виде функции .
Рис. 3.2 Удельные Издержки во 2-ой участок полосы для варианта №1 в виде функции
Рис. 3.3 Удельные Издержки в 1-ый участок полосы для варианта №2 в виде функции
Рис. 3.4 Удельные Издержки во 2-ой участок полосы для варианта №2 в виде функции .
Рассчитаем токи, приходящиеся на одну цепь, в режиме больших нагрузок по участкам линий для всякого варианта электропередачи:
— вариант №1 участок 1-ый:
экономически целесообразное сечение по рис. 3.1 —
— вариант №1 участок 2-ой:
экономически целесообразное сечение по рис. 3.2 —
— вариант №2 участок 1-ый:
экономически целесообразное сечение по рис. 3.3 —
— вариант №2 участок 2-ой:
экономически целесообразное сечение по рис. 3.4 —
Избранные по экономическим суждениям сечения проводов проверим по условию появления короны и нагреву в послеаварийных режимах[1,7].
Проверим их по продолжительно допустимому току нагрева, т. е. расчетный ток аварийного режима должен быть меньше большего допустимого рабочего тока проводника, обусловленного его нагреванием:
где расчетная токовая перегрузка полосы для проверки проводов по нагреву. найдём как ток в послеаварийном режиме,.Рассчитаем при отключение одной полосы на первом участке для первого варианта схемы электропередачис сечением :
Для сечения по [3,292] что удовлетворяет условию (3.3). Выбранное сечение, при данной передаваемой мощности по полосы, можно использовать.Оставшиеся проводники проверим по допустимому току, результаты расчетов представим в виде табл. 3.2.
Таблица 3.3. — Результаты проверки проводников по продолжительно допустимому току нагрева
Вариант
Сечение проводника, мм2
Допустимый ток для 1-го провода, кА
Допустимый ток, кА
Расчетный ток, кА
Вывод
№1 уч. 1
5Ч240/56
0,610
3,050
1,232
Удовлетв.
№1 уч. 2
5Ч300/66
0,680
3,4
0,901
Удовлетв.
№2 уч. 1
3Ч400/51
0,825
2,475
1,848
Удовлетв.
№2 уч. 2
3Ч400/51
0,825
2,475
1,351
Удовлетв.
Создадим проверку сечения проводников по короне по [2, 429]:
где рабочее напряжение, принимаем равным номинальному, кВ; критичное напряжение появления короны, кВ.
Критичное (линейное) напряжение появления короны можно отыскать по [5, 18]:
где коэффициент шероховатости провода,
коэффициент, учитывающий состояние погоды, при сухой и ясной погоде , при тумане, дождике, инее, влажном снеге и гололеде ;
коэффициент, зависящий от температуры и давления воздуха, ;
эквивалентный радиус расщепленной конструкции фазы, см;
среднегеометрическое расстояние меж фазными проводами, см; для ВЛ 750 кВ
для ВЛ 500 кВ
найдём по [4,63]:
где число проводов в расщеплённой фазе, радиус провода по: для АС 330/66, расстояние меж проводами расщеплённой фазы. Проверим, удовлетворяют ли избранные сечения условию (3.4). Сечение 5Ч300/66:
Сечение 3Ч400/51:
Сечение 5Ч240/56:
Рассчитанное критичное напряжение появление короны меньше номинальных напряжений, принятых для вариантов электропередачи. Опоры ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) выбраны железными, свободностоящими портального типа.
4. Выбор числа и мощности трансформаторов на электростанции и подстанции
На электростанции установлено восемь генераторов генератора ТВВ-200-2АУ3. Паспортные данные по [6,76] в таблице 4.1:
Таблица 4.1. — характеристики генератора
Марка
ТВВ-200-2АУ3
200
0,85
15,75
По [1, 9] электростанцию будем проектировать с укрупнёнными энергоблоками. Номинальную мощность повышающего трансформатора определим по [1, 9]:
где суммарная мощность выдаваемая генераторами в сеть;
число трансформаторов, исходя из паспортных данных обычных трансформаторов и суммарной мощности генераторов примем для первого варианта однофазных трансформаторов, для второго — трехфазных.
номинальный коэффициент мощности генератора,примем из таблицы 4.1
Тогда
Избираем по [6, 161] 12 однофазных трансформаторов ОРЦ — 417000/750 для варианта №1, паспортные данные приведены в таблице 4.2; 8 трансформаторов ТДЦ — 250000/500 для варианта №2, паспортные данные приведены в таблице 4.3.
Таблица 4.2.- характеристики трансформатора
Марка
ОРЦ — 417000/750
417
787
20
400
800
Таблица 4.3. — характеристики трансформатора
Марка
ТДЦ — 400000/500
400
525
20
350
800
Произведём выбор трансформаторов промежной подстанции. На промежной ПС рекомендуется [1,10] устанавливать два трансформатора. Рассчитаем полную мощность перегрузки промежной подстанции в режиме больших нагрузок.
электропередача напряжение провод фаза
Избираем по [6, 161] на промежную ПС 6 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН — 267000/750/220 для варианта №1, паспортные данные приведены в таблице 4.3; 2 автотрансформатора АТДЦТН — 250000/500/110 для варианта №2, паспортные данные приведены в таблице 4.4.
Таблица 4.3. — характеристики трансформатора
Марка
АОДЦТН — 267000/750/220
267
750
230
10,5
200
600
Таблица 4.4. — характеристики трансформатора
Марка
АТДЦТН — 250000/500/110
250
500
121
11
230
640
Произведём выбор трансформаторов на ПС приёмной энергосистемы. Рассчитаем полную мощность на втором участке электропередачи.
По [1, 10] номинальная мощность 1-го трансформатора:
Избираем по [6, 161] на ПС приёмной энергосистемы 6 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН — 267000/750/220 для варианта №1, паспортные данные приведены в таблице 4.5; 6 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН — 267000/500/220 для варианта №2, паспортные данные приведены в таблице 4.4.
Таблица 4.5. — характеристики трансформатора
Марка
АОДЦТН — 267000/750/220
267
750
230
10,5
200
600
Таблица 4.6. — характеристики трансформатора
Марка
АОДЦТН — 267000/500/220
267
500
230
10,5
70
320
5. Разработка полных принципных схем вариантов электропередачи
На электростанции будем употреблять укрупнённые энергоблоки, схему ОРУ станции принимаем по [1,10] трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя для первого варианта, для второго используем полуторную схему.
Схему ОРУ промежной ПС на 750 кВ избираем трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя.
Схему ОРУ промежной ПС на 500 кВ избираем по [1,10 ]полтора выключателя на присоединение.
Схему ОРУ ПС приёмной энергосистемы для первого варианта избираем трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя, для второго варианта полуторную схему.
Число присоединений на стороне СН промежной подстанции для варианта №1:
Число присоединений на стороне СН промежной подстанции для варианта №2:
Число присоединений на стороне НН промежной подстанции:
Примеры принципных схем электропередач приведены для варианта №1 на рис.5.1, для варианта №2 — на рис.5.2.
Рис. 5.1
Рис. 5.2
6. Технико-экономическое сопоставление и выбор целесообразного варианта
Выбор целесообразного варианта выполнения электропередачи делается по аспекту минимума приведенных издержек на передачу электронной энергии [1,11]:
где норма дисконта; — норма в толиках от серьезных издержек на амортизацию и текущий ремонт для линий и соответственно; — норма в толиках от серьезных издержек на амортизацию и текущий ремонт для электрооборудования 220 кВ и выше, принято по [4, 535],серьезные вложения на стройку электропередачи; поток мощност; активное сопротивление элемента электропередачи;длина участка полосы;время больших утрат электронной энергии;удельная стоимость нагрузочных утрат и утрат холостого хода;утраты энергии холостого хода ;возможный вред от недоотпуска электроэнергии пользователям при аварийных и плановых ремонтах частей электропередачи,
Из пт 3:
Утраты энергии в трансформаторах и полосы рассчитаем по [1,12]:
где утраты энергии в трансформаторах электростанции, промежной ПС и приёмной энергосиcтемы;утраты на первом и втором участках полосы электропередачи.
где соответственно количество трансформаторов, установленных на промежной электростанции, промежной ПС и приёмной системе; номинальные мощности соответственно обмоток ВН, СН, НН трансформаторов промежной ПС; то же трансформаторов системы; толики перегрузки, приходящейся на сторону среднего и низшего напряжения трансформаторов промежной ПС и приёмной системы; время работы трансформатора в году, 8760 ч; утраты мощности холостого хода и недлинного замыкания по [4,706], утраты энергии в полосы на корону, из [3,279].
Произведём расчёт утрат электронной энергии для варианта №1.
Для автотрансформаторов посчитаем лишь утраты при перетоке мощности с обмотки высшего напряжения на обмотку среднего напряжения.
Нагрузочные утраты, утраты энергии холостого хода . Для варианта №2 расчёты подобные, приведём лишь результаты:
Нагрузочные утраты, утраты энергии холостого хода .
Найдём приведенные Издержки в сооружение электропередачи по варианту №1 по [3,334].
Серьезные Издержки в стройку электропередачи сведены в таблицу 6.1
Таблица 6.1. — Серьезные Издержки в стройку электропередачи по варианту №1
объект
Оборудование
количество, шт
Стоимость единицы, т.руб.
Всего, т.руб.
ЭС
3xОРЦ-417000/750
4
1980
7920
Ячейка 750 кВ
13
700
9100
ПС
3xАОДЦТН-267000
2
1750
3500
Ячейка 750 кВ
11
700
7700
Ячейка 220 кВ
6
42
252
РУ 10 кВ
13
5
65
Система
3xАОДЦТН-267000
2
1750
3500
Ячейка 750 кВ
7
700
4900
Всего
36937
объект
Оборудование
Количество, км
Стоимость единицы, т.руб. /км
Всего, т.руб.
Линия 1
5xАС 240/56
2×600
88
105600
Линия 2
5xАС 300/66
650
95
61750
Всего
167350
Найдём приведенные Издержки в сооружение электропередачи по варианту №2 по [3,334].
Серьезные Издержки в стройку электропередачи сведены в таблицу 6.2
Таблица 6.2. — Серьезные Издержки в стройку электропередачи по варианту №2
объект
Оборудование
количество, шт
Стоимость единицы, т.руб.
Всего, т.руб.
ЭС
ТДЦ-250000/500
8
400
3200
Ячейка 500 кВ
15
260
3900
ПС
АТДЦНТ-250000/500/110
2
453
906
Ячейка 500 кВ
9
260
2340
Ячейка 110 кВ
15
42
630
РУ 10 кВ
13
5
65
Система
3xАОДЦТН-267000
2
1260
2520
Ячейка 500 кВ
6
260
1560
Всего
15121
объект
Оборудование
Количество, км
Стоимость единицы, т.руб./км
Всего, т.руб.
Линия 1
3xАС 400/51
2×600
72
86400
Линия 2
3xАС 400/51
2×650
72
93600
Всего
180000
Возможный годичный вред от перерывов электроснабжения обусловится:
,
где , — возможные вреды от аварийных и плановых простоев.
Составляющие общего вреда определяются по формулам:
где- наибольшая перегрузка обычного режима;, — коэффициенты ограничения потребителей при аварийных (принужденных) и плановых простоях в i-м режиме;, — коэффициенты принужденного и планового простоя в i-м режиме; , — удельные вреды от аварийных и плановых ограничений, тыс. руб./кВт. год; n— число рассматриваемых аварийных (плановых) режимов.
Коэффициенты ограничения потребителей:
где, — вынужденно отключаемая перегрузка в аварийных и плановых режимах.
Коэффициенты принужденного и планового простоев:
где- параметр потока отказов i-го элемента электропередачи (табл. 8.4 /3/); — среднее время восстановления. i-го элемента электропередачи (табл. 8.6 /3/); — средняя частота плановых простоев i-го элемента (табл. 8.4 /3/); — средняя длительность планового простоя i-го элемента (табл. 8.3 /3/).
Беря во внимание малую возможность одновременного отключения всех трансформаторов подстанции, в курсовом проекте можно ограничиться учетом лишь вероятностей отключения участков полосы электропередачи.
Для вычисления ущербов нужно разглядеть все режимы, в каких вероятны погашения (ограничения) потребителей.
Для первого варианта схемы могут быть рассмотрены последующие варианты:
1. Отключение одной цепи Л1. Тут недостаток мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по иной параллельной цепи. Но при расчете послеаварийного режима 2-ая цепь сумеет пропустить всю мощность от электростанции.
2. Отключение Л2. В данном случае часть мощности в систему не выдается. Можно принять, что недостаток составляет 0,4…0,6 от мощности, передаваемой по полосы Л2 в наивысшем режиме. При плановом выключении недостаток мощности можно принять равным.
Для второго варианта схемы могут быть рассмотрены последующие варианты:
1. Отключение одной цепи Л1. Тут недостаток мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по иной параллельной цепи. Но при расчете послеаварийного режима 2-ая цепь сумеет пропустить всю мощность от электростанции.
2. Отключение одной цепи Л2. Тут недостаток мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по иной параллельной цепи. Но при расчете послеаварийного режима 2-ая цепь сумеет пропустить всю мощность от электростанции.
Найдём приведенные Издержки в электропередачу по варианту №1:
Найдём приведенные Издержки в электропередачу по варианту №2:
Более прибыльным вариантом оказывается 2-ой вариант — электропередача на напряжении 500 кВ. В предстоящем будем разглядывать лишь вариант схемы №2.
7. Расчёт характеристик схемы замещения электропередачи с учётом волновых параметров полосы
По [1,7] при длине полосы наиболее 300 км её характеристики будут равны:
где поправочные коэффициенты зависящие от удельных характеристик полосы и её длины, по [4,682]по [1,7] найдём удельную активную проводимость полосы:
Рассчитаем коэффициенты для участка 1 :
Рассчитаем характеристики схемы замещения первого участка электропередачи с учётом волновых параметров полосы:
Для второго участка расчёты подобны.
Рассчитаем характеристики схемы замещения первого участка электропередачи с учётом волновых параметров полосы:
характеристики схемы замещения второго участка электропередачи с учётом волновых параметров полосы:
8. электронные расчёты соответствующих режимов электропередачи (обычных режимов больших и меньших нагрузок, послеаварийных режимов больших нагрузок)
Определим спектр регулирования реактивной мощности генераторами электростанции по [1,21] и [1,22]:
где располагаемая к выдаче в электропередачу мощность на шинах высшего напряжения, очень вероятная к выдаче мощность генераторов при наибольшей активной мощности, нагрузочные утраты мощности в повышающих трансформаторах при наибольшей активной и реактивной мощности генераторов, утраты х.х. в повышающих трансформаторах.
Потребляемая станцией реактивная мощность:
где очень вероятная потребляемая генераторами мощность по [1,22].
Спектр регулирования реактивной мощности генераторами электростанции:
Рассчитаем соответствующие режимы электропередачи (обычные режимы больших и меньших нагрузок, послеаварийные режимы больших нагрузок) в программке Rastr.
Начальные данные по узлам в режиме больших нагрузок в таблице 8.1.
Таблица 8.1. — Начальные данные по узлам
Начальные данные по веткам в обычном режиме в таблице 8.2.
Таблица 8.2. — Начальные данные по веткам
Расчёт режима больших нагрузок в таблице 8.3.
Таблица 8.3. — Результаты расчета режима
В режиме больших нагрузок для существования режима нужно подключать на промежной ПС возмещающее устройство мощностью
.
Начальные данные по узлам в режиме меньших нагрузок в таблице 8.4.
Таблица 8.4. — Начальные данные по узлам
Расчёт режима меньших нагрузок в таблице 8.5.
Таблица 8.5. — Результаты расчета режима
В режиме меньших нагрузок для существования режима нужно подключать на промежной ПС возмещающее устройство мощностью .
Схемы расчета режима больших и меньших нагрузок соответственно приведены на рисунках 8.1 и 8.2.
Рис. 8.1 Режим больших нагрузок
Рис. 8.2 Режим меньших нагрузок
Начальные данные по узлам для расчёта аварийного режима в таблице 8.6 (отключена одна линия на участке ЭС-ПС).
Таблица 8.6. — Начальные данные по узлам
Начальные данные по веткам в аварийном режиме в таблице 8.7 (отключена одна линия на участке ЭС-ПС).
Таблица 8.7. — Начальные данные по веткам
Расчёт аварийного режима в таблице 8.8 (отключена одна линия на участке ЭС-ПС).
Таблица 8.8. — Результаты расчета режима
В аварийном режиме при отключёнии полосы на участке ЭС-ПС для существования режима нужно подключать на промежной ПС возмещающее устройство мощностью
..
Начальные данные по узлам для расчёта аварийного режима в таблице 8.9 (отключёна одна линия на участке ПС-С).
Таблица 8.9. — Начальные данные по узлам
Начальные данные по веткам в аварийном режиме в таблице 8.10 (отключена одна линия на участке ПС-С).
Таблица 8.10. — Начальные данные по веткам
Расчёт аварийного режима в таблице 8.11 (отключена одна линия на участке ПС-С).
Таблица 8.11. — Результаты расчета режима
В аварийном режиме при отключёнии полосы на участке ПС-С для существования режима нужно подключать на промежной ПС возмещающее устройство мощностью
.
Схемы расчета режима аварийных режимов приведены на рисунках 8.3 и8.4.
Рис. 8.3 Аварийные режим: отключена одна цепь полосы на участке ЭС-ПС
Рис. 8.4Аварийный режим: отключена линия на участке ПС-С
Произведём ручной расчёт режима больших нагрузок. Для наиболее резвого схождения итерационного процесса зададимся напряжения в узлах таковыми же как и в итоге расчёта режима в программке Rastr.
Напряжение на шинах системы станции ПС .
Для определения потока мощности сначала первого участка решим квадратное уравнение [1,17, (4.1)]. Решение:
где равно:
Расчёт по схеме рис. 8.5 выполнен в математическом пакете Mathcad и приведен ниже:
Рис. 8.5
Напряжение на ПС получили кВ. Для приобретенных режимов построим векторные диаграммы. На примере расчета строим векторную диаграмму, расчеты которой исполняем в Mathcad. Построенные диаграммы приведены на рисунках 8.6-8.9.
9. Расчёт технико-экономических характеристик
По [4,476] определим технико-экономические характеристики такие, как приведенные издержки , стоимость передачи , себестоимость передачи.
Приведенные Издержки найдём как и в пт 6, лишь в капзатраты оборудование добавим стоимость синхронного компенсатора 2ЧКСВБ-320 4800 т. рублей. Утраты электроэнергии в синхронном компенсаторе (дальше — СК) либо генераторе, переведенном в режим СК, определяются по формуле:
, кВт.ч,
где, вQ-коэффициент наибольшей перегрузки СК в базисном периоде;
ДPном — утраты мощности в режиме номинальной загрузки СК в согласовании с паспортными данными, кВт.
Приведенные Издержки:
Годичные эксплуатационные расходы по [1,43]:
Стоимость передачи электронной энергии:
Себестоимость передачи электронной энергии:
Сведём результаты в таблицу 9.1
Таблица 9.1. — Результаты расчета
Показатель
Величина
Единица измерения
199921
Найдём КПД передачи из расчёта режима больших нагрузок по [1,44]:
Критериальная длина ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) по [7,174]:
Экономические КПД по [9,174]для участков:
Заключение
В данной курсовой работе были разработаны два варианта электропередачи согласно заданию. При экономическом сопоставление вариантов более экономным оказался вариант электропередачи на номинальном напряжении 500 кВ. Опосля анализа расчётов обычных и аварийных режимов по программке Rastr оказалось, что режим не балансируется, потому на ПС было установлено 2 КУ КСВБ-320 мощностью
характеристики схемы были рассчитаны с учётом волновых параметров полосы.
Для экономного варианта электропередачи были рассчитаны критериальные характеристики и технико-экономические характеристики в ценах 1985 года по [3].
Стоимость передачи электронной энергии, себестоимость передачи электронной энергии:
Литература
1. Электропередачи: Методическое пособие к курсовому проекту для студ. спец. 10.02 — «Электроэнергетические системы и сети»/ Г.Е. Поспелов, М.А. Короткевич, В.Т. Федин, Л.Л. Червинский. — Мн.: БГПА, 1994. — 47с.
2. электронные системы и сети: Учебник/ Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин, П.В. Лычев — Мн.: УП «Технопринт», 2004. — 720 с.
3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. Изд. 3-е перераб. и доп. М.: Энергия, 1985.-349 с.
4. Передача и распределение электронной энергии: Учебное пособие/А.А. Герасименко, В.Т. Федин. — Ростов на дону-н/Д:Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006. — 720.(Серия «Высшее образование»).
5. Базы проектирования электронных сетей электроэнергетических систем: Учебное пособие к курсовому проекту по дисциплине » электронные системы и сети»/ Сыч Н.М., Федин В.Т. — Мн.: УП «Технопринт», 2000. — 54 с..
6. Электронная часть электростанции и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.:ил.
7. Передача энергии и электропередачи: Учеб.пособие для студентов энергет. специальностей вузов/ Г.Е.Поспелов, В.Т.Федин. — Мн.: Адукацiя и выхаванне, 2003. -544 с.: ил.
]]>