На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, 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 уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

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. Сдан: 2010. Уникальность по antiplagiat.ru: --.

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



Смотреть похожие работы


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