Занятия 9-10. Расчет максимальных и минимальных

Задача 9.1

В западной Сибири сооружается двухцепная воздушная линия напряжением

500кВ с применением типовых одноцепных железобетонных свободностоящих опор (портальные с внутренними связями) для передачи энергии от вводимой в эксплуатацию КЭС (8 агрегатов типа К-300-240, топливо - газ) на расстояние 430 км потребителям развивающегося района. Наибольшая мощность, отбираемая на районной промежуточной подстанции, составит 800 МВт при cosφ = 0,93. Остальная мощность должна передаваться в приемную систему на расстояние 165 км. Трасса ВЛ будет проходить по местности, относящейся к III гололедному и IV ветровому районам; средние годовая, январская и июльская температуры соответственно равны 0, -15 и +20⁰С. На основании технико-экономических расчетов выбраны фазные провода 3х(АС 400/51) и 3х(АС 330/43) для первого и второго участков электропередачи.

Режимы выработки мощности КЭС и потребления на промежуточной подстанции определяются графиками для характерных зимних (215) и летних (150) суток, показанными на рис. 9.1.

Рис. 9.1. Суточные графики выработки мощности КЭС

Требуется: оценить потери мощности в рабочих режимах и годовые потери электроэнергии при нагреве проводов.

Решение.

Поскольку вся генерируемая мощность КЭС трансформируется на напряжение 500 кВ ввиду отсутствия местных отборов мощности, кроме собственных нужд, суточные графики первого участка электропередачи будут повторять суточные графики КЭС. Для агрегатов типа К-300-240, работающих на газе, наибольшая нагрузка собственных нужд может быть принята равной 3% от установленной мощности КЭС, то есть 72 МВт. Тогда зимой мощность в начале ВЛ, если пренебречь потерями в трансформаторах, составит

P _{1 нб} = 0,9·2400-72 = 2088 МВт;

и летом

P _{1 нм} = 0,7·2400-72 = 1608 МВт.

Длительность этих режимов будет

t _{1 нб} = 24·215 = 5160 ч/год;

t _{1 нм} = 24·150 = 3600 ч/год.

Для принятых марок проводов и стандартного конструктивного выполнения расщепленных фаз (равносторонний треугольник со стороной 40 см) погонные и волновые параметры воздушной линии будут следующими (см. табл. 9.1).

Таблица 9.1

Выбор рабочих значений напряжения в начале электропередачи и на промежуточной подстанции производится на основе сопоставления передаваемой и наибольшей натуральной мощностей

< МВт.

Передаваемая мощность в зимний период превышает наибольшую натуральную. Значит, в этом режиме следует стремиться к поддержанию на концах первого участка напряжений равных наибольшему рабочему значению U _нбр с целью снижения потерь активной мощности. На шинах же подстанции приемной системы большой мощности практически всегда поддерживается напряжение близкое к номинальному. Создание перепада напряжения на концах второго участка, учитывая его наибольшую длину, является нежелательным. Это вызовет значительный сквозной переток реактивной мощности по второму участку в сторону приемной системы и потребует установки на промежуточной подстанции дополнительных источников реактивной мощности. С другой стороны, работа с перепадом напряжения на первом участке уменьшает реактивную мощность, поступающую в линию от промежуточной подстанции, и позволяет снизить установленную мощность дополнительных источников. Предлагается в зимний период поддерживать в начале электропередачи напряжение, равное U _нбр, а на промежуточной подстанции – равное U _ном, то есть работать с перепадом напряжения 1,05. В летний период, когда передается мощность несколько меньшая номинальной натуральной ( > МВт), напряжения на концах первого участка следует поддерживать равными номинальному напряжению ВЛ.

Оценку потерь мощности получим, используя величину среднего квадратичного тока в предположении, что линия является идеализированной

,

где

.

Здесь ; ; ; .

Активное сопротивление проводов фазы зависит от температуры воздуха

Для зимнего режима при t = -15⁰С

Ом/км;

кА; ; эл.гр.;

; МВт или 3,76%.

Для летнего режима при t = +20⁰С

кА; ;

; МВт или 3,44%.

Зная потери Δ P _1нб и Δ P _1нм, связанные с нагревом проводов, можно приближенно учесть потери при коронировании в условиях хорошей погоды (без осадков) принимая их равными 10-20% от тепловых потерь.

Вследствие того, что в режиме наибольшей передаваемой мощности P _*1нб > 1, значения напряжения в промежуточных точках линии будут сниженными по сравнению с напряжениями U ₁ и U ₂.Наоборот, в режиме наименьшей передаваемой мощности (P _*1нб < 1) на средней части линии будет происходить повышение напряжения. Поэтому потери мощности коронирования оказываются большими при передаче наименьшей мощности.

С учетом сказанного определяются значения мощности в конце первого участка ВЛ

P _2нб = 2088-1,1·78,5 = 2002 МВт;

P _2нм = 1608-1,2·55,3 = 1542 МВт;

Найденные значения P _2нб и P _2нм используются для получения суточных и годовых графиков второго участка электропередачи.

График потребления мощности на промежуточной подстанции (см. рис.10.2) представлен двумя зимними режимами 100% (800 МВт) и 50% (400 МВт), а также двумя летними режимами 80% (640 МВт) и 30% (240 МВт). Поэтому в зимние сутки по второму участку будут передаваться мощности: P” _3cр = 2002-800 = 1202 МВт и P _3нб = 2002-400 =1602 МВт; в летние сутки передаваемые мощности иные: P _3нм = 1542-640 = 902 МВт и P’ _3ср = 1542-240 =1302 МВт. Получается, что наибольшая мощность передается по второму участку зимой (ночь, утро и вечер) в течение 12 часов. На рис. 9.3 и 9.4 приведены суточные и годовой графики передачи мощности по этому участку. Годовой график по продолжительности режимов используется для вычисления условных промежутков времени, применяемых в расчетах передаваемой электроэнергии и ее потерь.

Рис. 9.2. Суточные графики потребления активной мощности

на промежуточной подстанции

Рис. 9.3. Суточные графики перетоков активной мощности

для второго участка электропередачи

Рис. 9.4. Годовой график передачи мощности по

второму участку электропередачи

Время использования наибольшей нагрузки

ч/год.

Время потерь для коротких участков линий рассчитывается по следующей формуле

ч/год.

В рассматриваемом частном случае время потерь может быть рассчитано также по известной эмпирической формуле (с погрешностью 2,5%)

ч/год.

Для определения наибольших потерь мощности рассчитывается реактивная мощность в режиме P_{3 нб} = 1602 МВт

; эл.гр. = 0,174 рад.;

где

; Мвар

Для сравнительно коротких линий не возникает необходимости в определении среднего квадратичного тока, так как его значение практически совпадает с токами на концах линии

кА.

Находим значение погонного активного сопротивления в зимний период проводов 3х(АС 330/43)

Ом/км.

Наибольшие потери мощности

МВт или 1,35%.

Определяются годовые потери электроэнергии для каждого из участков электропередачи

МВт·ч/год;

МВт·ч/год.

Суммарные потери электроэнергии при нагреве проводов электропередачи

МВт·ч/год;

.