 |
Синхронизация на шинах передающей станции
|
|
|
|
В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны станции.
Рис. 8. Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах передающей станции.
Из расчёта предыдущего режима:
кВ; 
МВт; 
МВАр
Условие точной синхронизации: U1 = U1X
< UДОП = 363 кВ, следовательно устанавливать реакторы в начале первой линии нет необходимости.
13,21 кВ
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
Для поглощения реактивной мощности, стекающей с линии, необходимо на её конце установить 3 группы реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 иначе (UГ<UДОП).
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
300,12 кВ
350 МВт
МВАр
220,08 кВ
МВт
МВАр
МВАр
Мощность синхронного компенсатора 
97,98 МВАр
11,34 кВ
Проверка технических ограничений:
кВ < 
кВ < 
кВ
кВ < 
кВ < 
кВ
кВ < UДОП = 363 кВ
Таким образом, в этом режиме необходимо установить 2 синхронных компенсатора типа КСВБ-50–11 на промежуточной подстанции и 3 группы однофазных реакторов типа 3×РОДЦ – 60000/500 в конце первой линии.
Составим итоговую таблицу, в которую занесём компенсирующие устройства, необходимые для обеспечения всех режимов:
Таблица 3 – Размещение компенсирующих устройств
| Начало ВЛ1 | Конец ВЛ1 | П/СТ | Начало ВЛ2 | Конец ВЛ2 | |
| Режим НБ | - | - | - | - | - |
| Режим НМ | 3×РОДЦ – 60000/500 | 3×РОДЦ – 60000/500 | 2 × КСВБ-50–11 | - | - |
| ПАР | - | - | 2 × КСВБ-100–11 | - | - |
| Синхронизация на шинах П/СТ | 2 ×3×РОДЦ – 60000/500 | 2 × 3×РОДЦ – 60000/500 | 2 × КСВБ-50–11 | - | - |
| Синхронизация на шинах ГЭС | - | 3 × 3×РОДЦ – 60000/500 | 2 × КСВБ-50–11 | - | - |
| ИТОГО: | 2 ×3×РОДЦ – 60000/500 | 3 × 3×РОДЦ – 60000/500 | 2 × КСВБ-100–11 | - | - |
|
|
|
Основные технико-экономические показатели электропередачи
Технико-экономические показатели включают в себя средства, необходимые для сооружения электропередачи, обеспечения её нормальной эксплуатации, а также себестоимость передачи электроэнергии и КПД электропередачи.
В процессе проектирования была выявлена необходимость установки дополнительных устройств:
– 2 синхронных компенсатора КСВБ-100–11
– 3 группы однофазных реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 (с выключателями 330 кВ)
Учтём эти устройства при расчёте капиталовложений.
1) Капиталовложения:
• 
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб. – стоимость ячейки с выключателем 330 кВ [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.18]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
• 
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
К0 = 147 тыс. руб./км, 90 тыс. руб./км – стоимость сооружения 1 км. линии 330 кВ (для стальных двухцепных, одноцепных опор, район по гололёду II, провод 2´АС-400/51) [1, табл. 7.5]
КЗОН = 1,0 – зональный коэффициент (для Центра) [1, табл. 7.2]
• 
тыс. руб.
тыс. руб. [1, табл. 7.16]
тыс. руб. [1, табл. 7.18]
тыс. руб. [1, табл. 7.28]
тыс. руб.
тыс. руб. [1, табл. 7.16, 7.25]
тыс. руб. [1, табл. 7.22]
• 
тыс. руб.
2) Издержки:
• 
тыс. руб.
• 
тыс. руб.
тыс. руб.
16190,5 МВт·ч/год
МВА
• 
тыс. руб.
тыс. руб.
МВт·ч/год
МВА
• 
тыс. руб.
тыс. руб.
– ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]
тыс. руб.
коп/кВт·ч – стоимость потерь электроэнергии (для Европейской части)
МВт·ч/год
МВт
кВт/км – удельные потери на корону [1, табл. 3.10]
ч/год
МВт
• 
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
МВт·ч/год
МВт
кВт/км
МВт
• 
тыс. руб.
7136 тыс. руб.
• 
, так как линия 2 – одноцепная.
– коэффициент вынужденного простоя, о.е.
|
|
|
отказ/год – параметр потока отказов (среднее количество отказов за год) [1, табл. 6.4]
лет/отказ – среднее время восстановления [1, табл. 6.6]
– суммарная наибольшая нагрузка нормального режима, МВт
– коэффициент ограничения нагрузки
тыс. руб./кВт·год – расчётный удельный годовой ущерб из-за вынужденного перерыва электроснабжения;
3) Приведенные затраты:
тыс. руб.
4) КПД электропередачи:
,
где: 
– суммарные потери энергии в электропередаче за год, 
– годовая выработка электроэнергии на ГЭС.
МВт·ч
МВт·ч
6,07%
4) Себестоимость передачи электроэнергии:
,
где: 
- суммарные годовые издержки на электропередачу, тыс. руб.
– годовое потреблёние электроэнергии.
МВт·ч
0,183 коп/кВт·ч = 1,83 руб./МВт·ч
Заключение
В данном курсовом проекте была спроектирована электропередача переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенная для транспорта электрической энергии от удалённой ГЭС.
На основании исходных данных были составлены два варианта схемы электропередачи, для каждого из которых были выбраны номинальные напряжения её участков и сечения проводов, основное оборудование и схемы электрических соединений подстанции ГЭС и промежуточной подстанции. Затем на основании технико-экономического сравнения вариантов был выбран наиболее целесообразный.
Для выбранной схемы электропередачи были рассчитаны основные рабочие режимы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный. Также были рассчитаны режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции.
Завершающим этапом проекта стало определение основных технико-экономических показателей спроектированной электропередачи.
Библиографический список
1. Справочник по проектированию электроэнергетических сетей / Под редакцией Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006
2. Правила устройства электроустановок – М.: Энергоатомиздат, 2006
3. В.И. Идельчик. Электрические системы и сети. – М.: Энергоатомиздат, 2004
4. Методические указания по курсовому проекту «Дальняя электропередача сверхвысокого напряжения». Зарудский Г.К., Рыжов Ю.П. - М.: МЭИ, 2001
|
|
|
|
|
|
