Здесь можно найти учебные материалы, которые помогут вам в написании курсовых работ, дипломов, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение оригинальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение оригинальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения оригинальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, РУКОНТЕКСТ, etxt.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии так, что на внешний вид, файл с повышенной оригинальностью не отличается от исходного.

Результат поиска


Наименование:


Курсовик Исследование электропередачи переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенной для транспорта электрической энергии от удаленной гидроэлектростанции в приёмную систему. Основные технико-экономические показатели.

Информация:

Тип работы: Курсовик. Предмет: Схемотехника. Добавлен: 09.04.2010. Год: 2010. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


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 Рп/ст = 600 МВт;
оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Ррезерв = 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];
Ен = 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;
tпотерь - время потерь.
tпотерь = ?(Рiнб)2•ti
tпотерь = 12?2000+0,72?2500+0,52?2500+0,32?1760 = 4008,4 час.

Вариант 1

Линия 750 кВ длиной 630 км (одна цепь).

Iрасч = Pmax. л./(N•v3•Uном•cosц)

Iрасч = 1340./(1•v3•750•0,99) = 1041,952 А

Fрасч = Iрасч/(n•jрасч)

Fрасч = 1041,952/(4•1) = 260.488 мм2

Количество проводов расщеплённой фазы n = 4.

Т. о. выбираем провод 4?АС 400/93.

Iдоп = 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).

Iрасч = Pmax. л./(N•v3•Uном•cosц) = (P0 - Рпс)./(N•v3•Uном•cosц)

Iрасч = 740./(1•v3•500•0,98) = 871,917 А

Fрасч = Iрасч/(n•jрасч)

Fрасч = 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.

Iдоп = 3•730 = 2190 А

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

2190 > 872 , значит провод по нагреву проходит.

Вариант 2

Линия 500 кВ длиной 630 км (две цепи):

Iрасч = Pmax. л./(N•v3•Uном•cosц)

Iрасч = 1340./(2•v3•500•0,99) = 781,464 А

Fрасч = Iрасч/(n•jрасч)

Fрасч = 781,464/(3•1) = 260,488 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.

Iдоп = 3•730 = 2190 А

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

Iав.пер. = 2• Iрасч = 1564 А

2190 > 1564 , значит провод по нагреву проходит.

Линия 500 кВ длиной 420 км варианта 2 аналогична линии 500 кВ длиной 420 км варианта 1.
2. Выбор схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции

Вариант 1

Ррасч = 1,15•1340 = 1541 МВт.

Выбираем шесть гидрогенераторов СВ - 712/227 - 24.

Номинальные данные:
Sном.г= 306 МВ?А, Рном. г = 260 МВт, U ном = 15,75 кВ, cosц =0,85, Хd = 1,653, Хd' = 0,424, Хd = 0,279.
Располагаемая активная мощность ГЭС равна 1560 МВт.
С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем две группы однофазных трансформаторов 2 ??3 + 1 ОРЦ 417000/750 со следующими номинальными параметрами:
Sном. тр = 417 МВ•А, Uвн ном = 787/v3 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,
Д Рк = 0,8 МВт, ДРх = 0,4 МВт, Rт = 0,96 Ом, Хт = 69,3 Ом.
При числе присоединений равном трём на напряжении 750 кВ выбираем схему треугольника.
На промежуточной подстанции будет двойная трансформация.
Расчётная мощность первой трансформации:
Sрасч = Р0./(1,4•cosцп/ст) = 1340./(1.4• 0,99) = 966,8 МВ•А
Выбираем (3•2 +1) АОДЦТН 417000/750/500 со следующими номинальными параметрами:
Sном. тр = 417 МВ•А, Uвн ном = 750/v3 кВ, Uсн ном = 500/v3 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,
Д Рк = 0,7 МВт, ДРх = 0,28 МВт, Хт н = 309 Ом, Хт в = 55,1 Ом.
Расчётная мощность второй трансформации:
Sрасч = Рп/ст./(1,4 cosцп/ст) = 600./(1,4• 0,99) = 432,9 МВ•А
Выбираем (3•2 +1) АОДЦТН 167000/500/220 со следующими номинальными параметрами:
Sном. тр = 267 МВ•А, Uвн ном = 500/v3 кВ, Uсн ном = 230/v3 кВ, Uнн ном = 11 кВ,
ДРк = 0,325 МВт, ДРх = 0,125 МВт, Хт н = 113,5 Ом, Хт в = 61,1 Ом.
На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ. Определим количество отходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на их натуральную мощность:
n = Рп/ст/135 = 600/135 = 4,4, следовательно принимаем n = 4.
Т. о. на подстанции при первой трансформации принимаем схему треугольника, а при второй трансформации при числе присоединений равном пяти выбираем схему трансформатор - шины с присоединением линий через два выключателя.
На 220 кВ при числе присоединений равном шести выбираем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. В итоге схема электрических соединений для первого варианта электропередачи выглядит с. о.:
Рис.2.1 Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи.

Вариант 2

С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем трансформаторы ТЦ 1000000/500 со следующими номинальными параметрами:
Sном. тр = 1000 МВ•А, Uвн ном = 525 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,
ДРк = 2 МВт, ДРх = 0,6 МВт, Rт = 0,55 Ом, Хт = 40 Ом.
При числе присоединений равном четырем на напряжении 500 кВ выбираем схему четырехугольника. На промежуточной подстанции остается лишь одна трансформация на 220 кВ, в остальном схемы электрических соединений аналогичны варианту 1 и выглядит следующим образом:
Рис.2.2 Схема электрических соединений для второго варианта электропередачи.
Выбор выключателей на РУ

В цепи генераторов: I max = 260/(1,73•15,75• 0,85) = 11,213 кА
ВВГ - 20 - 160 /20000 У3
U ном = 20 кВ, I ном = 20 кА, I откл = 160 кА
ОРУ 750 кВ: I max = 1340/(1,73•750•0,99) = 1,042 кА
ВВБ - 750 - 40/3150У1
U ном = 750 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 40 кА
ОРУ 500 кВ: I max = 1340/(1,73•500•0,99) = 1,563 кА
ВНВ - 500А - 40/3150У1
U ном = 500 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 40 кА
ОРУ 220 кВ: I max = 600/(1,73•220•0,99) = 1,59 кА
ВВБК - 220Б - 56/3150У1
U ном = 220 кВ, I ном = 3,15 кА, I откл = 56 кА.
3. Технико-экономическое сравнение двух вариантов электропередачи

Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:
3= Ен К?? +У, где
Ен - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;
Ен = 0,12 (для энергетики срок окупаемости 8 лет);
К? - капиталовложения в сеть;
И? - издержки всей сети;
У - ущерб.
К? = Кл + Кп/ст.
Кл = Ко· ?, где
Ко - удельная стоимость сооружения линий,
? - длина линии, км
Кп/ст = Кору + Ктр + Кку + Кпч

В расчете предварительно не учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. Кку = 0
Кору = Корувн + Корусн

Ктр- капиталовложение трансформаторов,
Кпч - постоянная часть затрат
И? = И?а.о.р.+ И?потери ээ, где
И? - издержки всей сети;
И?.о.р а.- издержки амортизацию, обслуживание и ремонт;
И?потери ээ - издержки связанные с потерями электроэнергии.

И?а.о.р = Иа.о.р.л + И а.о р п/ст
И?потери ээпотери ээВЛ + Ипотери тр
Иа.о.р.вл = ал·кл
ал - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.
Ипотери ээ = Ипотери ээ ВЛ + И?потери ээ тр , где
И а.о р п/ст = а п/ст · К п/ст
Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2.
Схема 1

З = Ен· К + И
К = К вл + КГЭС + Кп/ст
1) Квл = ко· L
Квл = к0(400))· ?1 = 97•630 = 43470 тыс. руб.
2) КГЭС = Корувн + Ктр + К пч
Корувн = 3·700 = 2100 тыс. руб.
Ктр = 2•1980 = 3960 тыс. руб.
Кпч = 6800 тыс. руб.
КГЭС = 2100 + 3960 + 6800 = 12860 тыс. руб.
3) Кп/ст = Кору вн 750 + Ктр 750 + К пч 750
Кору вн 750 = 3·700 = 2100 тыс. руб.
Ктр 750 = 2•2150 = 4300 тыс. руб.
Кп/ст = 2100 + 4300 + 6800 = 13200 тыс. руб.
Тогда К = 48500 + 12860 + 13200 = 74560 тыс. руб.
И а.о.р. + И потери ээ
И а.о.р. = И а.о.р.вл + И а.о.р. ГЭС + И а.о.р.н/ст
И а.о.р.вл = 0,028·43470 = 1217,16 тыс. руб.
И а.о.р. ГЭС = 0,078·12860 = 1003,08 тыс. руб.
И а.о.р.п/ст = 0,084·13200 = 1108,8 тыс. руб.
И а.о.р = 1217,16 + 1003,08 + 1108,8 = 3329,04 тыс. руб.
Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
1)ДWл1 = ДР л1 ф л1·б t, где б t, = 1
ДP л1= S2мах/ U2ном Rл = 1353,52 /7502 11,97 = 38,98 МВт
ф л1= (0,124 + Тмах./10000)2 8760
Wгод= 1340•2000 +1340•0,7•2500 +1340•0,5•2500 +1340•0,3•1760 = 7,408•106 МВт·ч
Тмах = Wгодмах = 7,408•106/1340 = 5528 час.
ф л1= (0,124 + 5528/10000)2 ·8760 = 4012,59 час
ДW л1= 38,98 · 4012,59 = 156410,8 МВт·ч
ДWкор л1 = 160•630 = 100800 МВт·ч
Ипотери ээ ВЛ= ЗI•ДWл1 + ЗII•ДWкор л1 = 2•10-2•156410,8 + 1,75•10-2•100800 = 4892,2 тыс. руб.
Определим издержки на потери энергии в трансформаторах:
Ипотери ээ тр = ЗI•ДРк.з(Sнг.мах./Sном.т)2т + ЗII•ДР х.х ·8760
1) Т 750/10:
Ипотери ээ тр 750/10 = 2•10-2•1/2•0,8•(1353,5./1251)2 •4012,59 + 1,75•10-2•2·0,4·8760 = 160,22 тыс. руб.
2) Т 750/500/10:
Ипотери ээ тр 750/500 = 2•10-2•1/2•0,7•(1353,5./1251)2• 4012,59 + 1,75•10-2•2·0,28•8760 = 118,73 тыс. руб.
Ипотери ээ тр У = 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.
Ипотери ээ У = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр У
Ипотери ээ У = 4892,2 + 278,95 = 5171,15 тыс. руб.
И? = И?а.о.р.+ И?потери ээ
И? = 3329,04 + 5171,15 = 8500,19 тыс. руб.
У = щ•Тв•(Рнб - Ррез )•ен•Уов
щ = 0,2•10-2•630 = 1,26
ен = (Рнб - Ррез )/Рнб = (1340 - 470)/1340 = 0,649
Тв = 1,7•10-3
Уов = 4,5 тыс. руб./кВт.
У = 1,26•1,7•10-3•870•0,649•4,5•1000 = 5442,47 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны:
З = Ен· К + И + У
З1 = 0,12·74560+ 8500,19 + 5442,47 = 22889,86 тыс. руб.
Схема 2

З = Ен· К + И + У
К = К л1 + КГЭС
1) Кл1 = 2•к0(500))· ?1 = 2•49,9•630 = 62874 тыс. руб.
2) КГЭС = Корувн + Ктр + К пч
Корувн = 6·260 = 1560 тыс. руб.
Ктр = 2•932 = 1864 тыс. руб.
Кпч = 2400 тыс. руб.
КГЭС = 1560 + 1864 + 2400 = 5824 тыс. руб.
Тогда К = 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.
И а.о.р. + И потери ээ
И а.о.р. = И а.о.р.вл + И а.о.р.ору вн ГЭС
И а.о.р.вл = 0,028·62874 = 1760,472 тыс. руб.
И а.о.р. ГЭС = 0,078·5824 = 454,272 тыс. руб.
И а.о.р = 1760,472 + 454,272 = 2214,744 тыс. руб.
1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
ДWл1 = ДР л1· ф л1 · б t, где б t, = 1
ДP л1= (S2мах/ U2ном )• 0,5Rл = 1353,52 /5002 ·0,5·9,135 = 33,47 МВт
Wгод = 7,408•106 МВт·ч
Тмах = Wгодмах = 7,408•106 /1340 = 5528 час.
ф л1= (0,124 + 5528/10000)2 ·8760 = 4012,5 час
ДW л1= 33,47 · 4012,5 = 134298,37 МВт·ч
ДWкор л1 = 2•60•630 = 75600 МВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт•час), ЗII = 1,75 коп/(кВт•час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI•ДWл1 + ЗII•ДWкор л1 = 2•10-2•134298,37+ 1,75•10-2•75600 = 4008,97 тыс. руб.
2) Определим издержки на потери энергии в трансформаторе 500/10:
Ипотери ээ тр = ЗI•ДР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2т + ЗII•ДР х.х ·8760
Ипотери ээ тр = 2•10-2•1/2•2(1353,5./2000)2•4012,5+1,75•10-2•2•0,6·8760 = 220,714 тыс. руб.
Ипотери ээ У = Ипотери ээ ВЛ + Ипотери ээ тр
Ипотери ээ У = 4008,97 + 220,714 = 4229,684 тыс. руб.
И? = И?а.о.р.+ И?потери ээ
И? = 2214,744 + 4229,684 = 6444,428 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:
З2 = 0,12·68698 + 6444,428 = 14688,188 тыс. руб.
Сравним приведенные затраты для схем 1 и 2
З1 = 22889,86 тыс. руб.. З2 = 14688,188 тыс. руб.
Оценим эту разницу в %: е = (22889,86 - 14688,188) ·100% /22889,86 = 36%
Т.о. схема 2 обходится значительно дешевле, нежели схема 1, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 2 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.
Рис 2.3 Схема замещения электропередачи.
Рассчитаем параметры схемы замещения.

Линия 13АС 330/43.

Сопротивления на одну цепь:

Rл1 = КR•?•r0 = [1 - (0,664)2/3]•630•0,029 = 15,58 Ом

Xл1 = КХ•?•x0 =[1 - (0,664)2/6]•630•0,308 = 179,78 Ом

Вл1 = КВ•?•b0 =[1 + (0,664)2/12]•630•3,6•10-6 = 2,351 •10-3 См

Где 0,664 = в0•? , где ? = 630 км и

Линия 23АС 330/43.
Сопротивления на одну цепь:
Rл1 = КR•?•r0 = [1 - (0,443)2/3]•420•0,029 = 11,38 Ом
Xл1 = КХ•?•x0 =[1 - (0,443)2/6]•420•0,308 = 125,13 Ом
Вл1 = КВ•?•b0 =[1 и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением оригинальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.