Материал: Проектирование электроэнергетической системы в условиях неопределенности. методические указания. Медведев В.А

Таблица 1

Требуемая реактивная мощность для потребителей мощностью Pд на шинах вторичного напряжения системы С3 полностью покрывается за счет собственных источников системы С3.

Потерю реактивной энергии и генерацию зарядной мощности в линиях электропередачи 13, 23 системы С3 необходимо скомпенсировать установкой соответствующих компенсирующих устройств на шинах вторичного напряжения приемной ПС системы С3.

Значения дефицита мощности Pд на шинах вторичного напряжения и длины l13, l23 электропередач в соответствии с вариантами задания приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Варианты исходных данных к курсовому проекту

Продолжение таблицы 2

Недостающими исходными данными, которые потребуются по ходу проектирования, задаться самостоятельно (например, материал и тип опор линий).

1.2 Перечень вопросов, которые подлежат разработке

1. Решение задачи в условиях неопределенности.

Для каждого заданного уровня дефицита мощности Pд системы С3 выбрать стратегию (вариант) развития энергосистемы (определить параметры межсистемных электропередач 13, 23 и приемной ПС: номинальное напряжение, число цепей и исполнение линий (одноцепные, двухцепные), сечение проводов линий, число и мощность трансформаторов, мощность компенсирующих устройств).

2. Решение задачи в условиях многокритериальности. Для уровня дефицита мощности P* = 1 определить

суммарные дисконтированные затраты при развитии энергосистемы, рассчитав капитальные затраты, годовые эксплуатационные расходы, годовые потери электроэнергии, площадь отчуждения земель под проектируемые линии в системе С3.

5

2 Выбор стратегий развития энергосистемы

На первом этапе выполнения курсового проекта необходимо выбрать три стратегии (варианта) развития энергосистемы, каждая из которых должна соответствовать заданному уровню дефицита мощности в системе С3. Для этого следует определить приближенные потоки мощности (без учета потерь мощности) по линиям 13 и 23, после чего наметить число цепей в них и исполнение линий (одноцепные, двухцепные или две параллельные цепи на разных опорах).

Согласно заданию приближенные потоки мощности Р1 и Р2 по линиям с длинами l13 и l23, соответственно, определяются с вероятностью р (см. таблицу 1) из уравнений:

Затем необходимо выбрать номинальные линейные напряжения, кВ, используя эмпирическую формулу, предложенную Г.А. Илларионовым и дающую хорошие результаты для всей шкалы номинальных напряжений в диапазоне от 35

до 1150 кВ [1]:

где Pn – мощность, передаваемая по линии n (n = 1, 2), МВт; ln3 – длина линии, км.

Полученное расчетное напряжение следует округлить до ближайшего большего стандартного (35 кВ, 110 кВ, 220 кВ, 330 кВ, 500 кВ, 750 кВ, 1150 кВ). Напряжение 150 кВ получило развитие только в Кольской энергосистеме и для использования в других регионах страны не рекомендуется.

Выбранные номинальные напряжения линий с длинами l13 и l23 могут быть как одинаковыми, так и различными.

Исполнение линий (одноцепные, двухцепные), можно определить по заданной мощности потребителей (Р1 и Р2), ру-

6

ководствуясь таблицей 3. Если расчетные мощности Р1 и Р2, МВт, находятся в диапазоне указанных в таблице 3 значений для выбранных стандартных напряжений, кВ, то достаточно использовать одноцепные линии электропередачи.

Таблица 3 – Ориентировочные значения мощностей на одну цепь линии электропередачи

При необходимости использования двух цепей встает вопрос об их конкретной реализации. Проектные разработки последних лет показали, что использование двухцепных опор 500 кВ не дает существенного снижения материалоемкости (металл, железобетон) по сравнению с одноцепными.

Экономический эффект достигается в основном за счет уменьшения полосы отчуждения. Последнее определяет область применения двухцепных воздушных линий (ВЛ) напряжением 500 кВ – участки трассы, где проход двух параллельных одноцепных ВЛ невозможен.

Передаваемая по трехфазной линии мощность, кВт, может быть определена из уравнения

где 1,05 – коэффициент превышения над стандартным номинальным линейным напряжением Uномп;

Iп – ток в линии (равный фазному току при соединении в звезду), А;

cosφ – коэффициент мощности. При расчетах примем cosφ = 0,9.

Из (4) получаем значение расчетного тока в линии:

Далее необходимо выбрать общее сечение фазы и марку провода для каждой линии.

Осуществить выбор общего сечения фазы провода марки АС, АСК (алюминий/сталь) можно на основе таблицы 4, округляя расчетное значение тока до ближайшего большего значения тока вне помещений, при полученном ранее стандартном напряжении линии, кВ; при этом табличная мощность, МВт, должна быть больше требуемой передаваемой по линии мощности.

Активное сопротивления ro, индуктивное сопротивления xo и емкостную проводимость bo одного километра линий можно получить из таблицы 5. Результаты расчетов необходимо представить в форме таблицы 6.

При выборе недостающих исходных данных, которые требуются по ходу проектирования (например, материал и тип опор линий) можно использовать характеристики и технические показатели отдельных ВЛ 110 500 кВ, построенных в последние годы, приведенные в таблицах 7 14.

Таблица 4 – Допустимые длительные токи и мощности для неизолированных проводов марок АС, АСК (допустимая температура нагрева +70 °С при температуре воздуха +25 °С)