Роль электропередач в современной электроэнергетике

Содержание

 

1. аннотация

 

     В бакалаврской работе рассмотрена часть  энергетической системы, которая включает в себя: определение параметров режима дальней электропередачи сверхвысокого напряжения (ДЭП СВН) и проектирование районной электрической сети.

     При расчете ДЭП СВН:

     Рассчитаны  ее волновые параметры.

     Проведена проверка по условию перенапряжения в середине ДЭП СВН и запасу по предельной передаваемой мощности.

     При проектировании районной электрической сети:

     Выбран  оптимальный вариант районной сети. Для оптимального варианта

     сети  просчитаны максимальный, минимальный  и аварийный режимы ее работы, определены потоки мощности во всех этих режимах, а также ее срок

     окупаемости (из технико-экономического расчета). По наибольшей мощности, которую потребляет районная сеть, выбран автотрансформатор,

     связывающий ДЭП СВН и районную сеть.

     Выбрана основная часть оборудования на одной  подстанции районной сети по рассчитанным токам к. з.

     Приведены экспериментальные исследования режимов работы трансформаторов системы резистивного заземления нейтрали

 

2. введение

2.1 роль электропередач в современной электроэнергетике

 

     Электропередачи сверхвысоких напряжений играют важную роль в современной энергетике, обеспечивая выдачу мощности от крупных электростанций и являясь связующими звеньями в единой энергосистеме страны.

     В современной электроэнергетике  можно выделить два типа линий  электропередачи - магистральные электропередачи, служащие для передачи больших мощностей на значительные расстояния, и линии распределительной сети, по которым электроэнергия доставляется непосредственно к потребителям.

     Развитие  электроэнергетических систем во всем мире характеризуются процессом их слияния во все более крупные объединения. Этот процесс сопровождается сооружением мощных межсистемных связей, разуплотнением графиков нагрузки объединенных систем, снижением их суммарных максимумов и необходимого аварийного резерва мощности, а также некоторым увеличением числа часов использования установленной мощности электростанций.

     Характер  межсистемных связей определяются удаленностью объединяемых систем и условиями баланса активной мощности в каждой из частей объединенной системы в тот или иной период времени. Такие связи могут быть реверсивными и служить для передачи преимущественно пиковых мощностей и магистральными, служащими для покрытия постоянного дефицита в одной из объединяемых частей.

     Объединение электростанций в энергосистемы  дает ряд преимуществ:

     повышается  надежность электроснабжения потребителей;

     уменьшается требуемый резерв мощности в энергосистеме;

     улучшаются  условия загрузки агрегатов благодаря  выравниванию графика нагрузки и снижению максимума нагрузки энергосистемы;

     появляется  возможность более полного использования  генерирующих мощностей электростанций, обусловленная различием в их географическом месторасположении по широте и долготе;

     улучшаются  технико-экономические показатели энергетики из-за возможности использования  более мощных и экономичных агрегатов;

     улучшаются условия эксплуатации энергохозяйства;

     создаются условия для оптимального управления развитием и режимами работы энергетики в целом как подсистемы народного  хозяйства страны, для создания автоматизированной системы диспетчерского управления энергосистемами (АСДУ), а также для создания автоматизированной системы управления энергетикой как отраслью народного хозяйства (АСУ Энергия).

     Оперативное управление энергосистемами осуществляется их диспетчерскими службами, устанавливающими на основании соответствующих расчетов оптимальный режим работы электростанций и сетей различного напряжения. Расчеты режимов работы сложных энергосистем выполняются с использованием электронных вычислительных машин (ЭВМ) и вычислительных комплексов

 

3. расчет режимов дальних электропередач

3.1 исходные данные

 

     Необходимо  выбрать линию эл. передачи U-ем 500кВ между эл. ст. и п/ст. эн. системы.

     Требуется рассчитать режимы MAX и MIN нагрузок. PMIN = 0,7 PMAX. В режиме MIN нагрузок принимаем, что одна эл. машина (ген-р) находиться в ремонте.

     Для этих режимов необходимо проверить  балансы реактивной мощности по концам эл. передач. При не соблюдении баланса рассматриваем следующие возможности:

     1) изменение уровня напряжений;

     2) установка шунтирующих реакторов;

     3) установка синхронных компенсаторов.

     Приемная  эн. система может в часы MAX обеспечить выдачу 530Мвар мощности, а в часы MIN обеспечить прием 540 Мвар.

     На  ГРЭС установлено 5 генераторов, мощностью 800МВт. Мощность собственных нужд составляет 6.7% от MAX–ых нагрузок. В режиме MIN–ых нагрузок мощность СН составляет 6.9% от установленной мощности генераторов.  

     

 

3.2 Расчет параметров режима дальней электропередачи СВН

 

     Напряжение  по концам электропередач:

     в максимальном режиме 525/500 кВ

     в минимальном режиме 500/500 кВ.

     Электропередача от ГРЭС мощностью 5 х 800 = 4000МВт выполнена 3-х цепной линией с расщеплением фазы на три провода марки АС400/64.

     Предельная  экономическая мощность одной цепи для 3 х АС400/64 =1650 МВт.

     Расстояние  между проводами одной фазы а=40 см.

     Расстояние между центрами расщепленных фаз по горизонтали 11 м.

     Удельное  значение среднегодовых потерь по мощности на корону ΔРкор=7,5 кВт/км.

     Согласно  справочным данным для провода марки  АС400/64

     r 0пр = 0,075 Ом/км; dпр =27,7 мм.

     Определим удельные и волновые параметры ВЛ:

     r 0 = r 0пр/n = 0,075/3 = 0,025 Ом/км.

     x 0 = 0,144 lg Ом/км

     Dср = м.

     Rэк = мм.

     b0 = Cм/км.

     g0 = Cм/км.

     ZВ =

     Z0 = =0,025+j0,297 = 0,298 ej85 Ом/км

     Y0 = =(0.03+j3,73) 10-6 =3,73ּ10-6 ej 89 Cм/км

     ZВ = Ом

      1/км

     Определим реактивные мощности по концам электропередачи

     Рсн макс=6.7%

     Рсн мин=6.9%

     cosφсн=0,85 tgφсн=0,62

     Выдаваемая  мощность генераторами ГРЭС:

     максимальная

     Рмакс г=5*800=4000 Мвт

     минимальная

     Рмин =53%, 1 блок выведен

     Рмин  г=0,53(5 –1) *800=1696 Мвт

     Мощность  собственных нужд ГРЭС:

     максимальная

     Рсн макс=0,067ּ Рмакс г=0,067*4000=268 Мвт

     Qсн макс= Рсн максּtgφсн=268*0,62=166.16Мвар

     минимальная

     Рсн мин=0,069ּРмин г=0,069*1696=117 Мвт

     Qсн мин= Рсн минּtgφсн=117*ּ0,62=72.54 Мвар

     Рмакс=Рмакс  г – Рсн макс=4000 – 268=3732 Мвт

     Рмин=Рмин г – Рсн мин =1696– 117=1579 Мвт 
 

      Проводим расчет Q1 и Q2 для max режима

     Для трех цепной линии

       Мвт

     

     sin α0 L = sin(0,064*405) = sin 25.92 = 0,437

     tg α0 L = tg 25,92 = 0,486 => ctg 25.92 =1/0,486 = 2.06

      ;

      ; ; ;

     kU=525/500=1,05

     

      Мвар

     

       Мвар

     Проводим расчет Q1 и Q2 для min режима

     

     kU=500/500=1; ;

       

      Мвар

       Мвар.

     Определяем  напряжение в середине линии в  режиме передачи минимальной мощности

     

     

      1,02*500 =510 кВ

     

     Таким образом

     Определяем  предельную передаваемую мощность при  kU=1,05

       

     

      Мвт

     коэффициент запаса:

       

     Выбор трансформатора

     Pг=800 МВт

     Cosγ=0.85

     Sбл=800/0.85=941.2МВА

     Генераторы  работают в блоке с трансформатором  типа ТЦ-1000 (Хт=40 Ом;

     ΔQхх=3.8 Мвар)

     максимальный режим:

     ХтΣ=Хт/nбл=40/5=8 Ом

     ΔQxxΣ= nблּ ΔQхх=5*3.8=19 Мвар

     ΔQт= Мвар

 

     

      ≥0.85

     минимальный режим:

     ХтΣ=Хт/nбл=40/4=10 Ом

     ΔQxxΣ= nблּ ΔQхх=4*3.8=15.2 Мвар

     ΔQт= Мвар 

     

     Qг= - 205.28 Мвар

     Рбл=nблּРном г=4*800=3200

     

     

     Выбор автотрансформатора

 

     

     

     Ротб=0,7ּР =0,7ּ3732=2612.4. Мвт

     Qотб=0,4ּQ2 max=226.76 Мвар

     РАТ=Р - Ротб =3732 – 2612.4=1119.6 Мвт

     QAT=Q2 – Qотб=566.9 – 226.76 =340.14 Мвар

     SAT= МВА

     2 х АОЦТН (3 х 267000); (ХтΣ=19.9 Ом; ХнΣ=15,4 Ом; ΔQхх=5.6 Мвар)

     Определим необходимость синхронных компенсаторов:

     Максимальный  режим: