Zc =  Ом

Рнат = 2·5002/279,438 = 1,789·103 >Р0 = 1020 МВт передаваемая мощность меньше натуральной.

Зададимся несколькими значениями напряжения U2 для выбора минимума затрат на установку КУ. В данном режиме U1 = 500 кВ. Перепад напряжения должен быть таким, чтобы напряжение в линии не превышало допустимого (525 кВ). Зададимся напряжением U2 = 500 кВ и выполним расчеты, а для 505, 510, 515, 520 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.

Z1 = R1 + jX1 = 7.745 + j74.83; |Z1| = 75.23 Ом

Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.013

α11 = α12 =arcsin(R1/|Z1|) = arcsin(7.745/75.23) = 5.91º

δ1 =

Q’л1 = U12· Y11·cos α11 - U1· U2 ·Y11·cos (δ1 - α12) = 51,4 МВар

Qл1 = Q’л1 - U12· Y1/2 = 51,4 – 5002 ·4,22·10-3 /2 = -476,4 МВар

Р’л1 = Р0 - ΔРК/2 = 1020 – 8,16/2 = 1016 МВт

Uг =  = 14.36кВ

Uг мало, поэтому устанавливаем 3 группы реакторов 3хРОДЦ-60

Qp = 3·180·(U1/525)2 = 489.8 МВАр

Qл1 = Qл1 + Qp = 13,4 МВАр

Uг =  = 15.02 кВUг доп = (14,96 – 16,54) кВ

сosφг = = 0,995

ΔРл1 =  МВт

ΔQл1 =  МВAp

P”л1 = Р’л1 – ΔРл1 = 1016 – 32.06 = 983.86 МВт

Q”л1 = Q’л1 – ΔQл1 = 51.38 – 309.73 = -258.38 МВАр

Р2 = P”л1 - ΔРК1/2 = 983.86 – 8,16/2 = 979.78 МВт

Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2 = -258.38 + 5002·4,22·10-3 /2 = 269.4 МВAp

Pсис = Р2 – Рпс = 979,78 – 520 = 459,78 МВт

Рат = Рпс = 520 МВт

Qсис = Pсис·tgφпс =459,78·tg(arccos(0.96))=93.36 МВAp

Qат = Q2 – Qсис =269,4 – 93,36 = 176,04 МВAp

Q’ат = Qат - 176,04 - ·30.55= 139.21 МВAp

U’2 = U2 - Qат·Xt2 /U2= 500 – 176.04·30.55/500 = 491,5 кВ

Uсн = U’2·230/500 = 226,1 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс - Рн = 520 – 10 = 510 МВт

Qатс = Ратс· tgφпс =510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp

Q’нн = Q’ат - Qатс = 139,21 – 148,75 = -9,54 МВAp

Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = -9,56 МВAp

Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 10.345 кВ

Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11.

рн = 0,12 ; Кск = 650/100 тыс. руб./Мвар; З” = 0.02 тыс. руб./(МВт·ч)

аск = 0,088 ; τ = 4253 час ; ΔРл1 =32,05 МВт

приведенные затраты:

З = (аск + рн)·|Qнн|· Кск + ΔРл1· τ· З” = 2741 тыс. руб.

Аналогично определим затраты для различных уровней напряжений, результаты представим в виде таблицы (приложение 4).

Как видно из таблицы П4.1 минимум затрат наблюдается при 500 кВ, но при этом Uнн < 10.45 кВ, поэтому будем вести расчёт для напряжения U2 =505 кВ.

Произведём расчёт линии Л – 2. Учитывая посадку напряжения на линии, устанавливаем две группы реакторов 3×РОДЦ – 60.

Рл2 = Pсис - ΔРК2/2 = 459,86 – 3,04/2 = 458,34 МВт

Qp = 180·(U1/525)2 = 180·(505/525)2 = 166,5 МВАр

Q’л2 = Qсис + U22· Y2/2 – 2·Qp = 93,36 + 5052·1,543·10-3/2 – 2·166,5 = -42,96 МВАр

ΔРл2 = = 10,1 МВт

ΔQл2 = 94,99 МВAp

P’сис = Рл2 – ΔРл2 = 458,34 – 10,1 = 448,24 МВт

Q’сис = Q’л2 – ΔQл2 = -42,96 – 94,99 = -137,95 МВАр

Uсис =  = 524,44 кВ

Q”сис = Q’сис + Uсис2· Y2/2 = -137,95 + 524,442·1,543·10-3/2 = 74,24 МВAp

сosφсис = cos(arctg) = 0,987

Произведём проверку режима:

1)     UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,53 кВ < UННдопmax=11,55кВ

2)     UСН = 229,01≤ UСНдопmax= 253 кВ

3)     UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 14,97 кВ < UГдопmax=16,54 кВ

4)      cosφгном = 0,997 > cosφгном = 0,85

2.4.2 Расчет режима наименьшей передаваемой мощности

По условию в данном режиме мощности, передаваемые по линиям, составляют 30 % номинальных. Поэтому в режиме НМ отключены одна цепь на ВЛ1, одна из групп автотрансформаторов на промежуточной подстанции, два блока на ГЭС.

Параметры элементов схемы замещения:

ЛЭП 1: R1 = 15,49 Ом; Х1 = 149,665 Ом;

Y1 = 2,111·10-3 См ΔРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;

Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5/2 = 44,75 Ом

Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1 Ом ; Хtн2 = 113,5 Ом

Зададимся несколькими напряжениями для выбора минимума затрат на установку КУ. В данном режиме U1 = 500 кВ. Перепад напряжения должен быть таким, чтобы напряжение в линии не превышало допустимого (525 кВ). Зададимся напряжением U2 = 500 кВ и выполним расчеты, а для 505, 510, 515 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.

Z1 = R1 + jX1 = 15,49 + j149,665; |Z1| = 150,46 Ом

Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.0066

α11 = α12 =arcsin(R1/|Z1|) = arcsin(15,49/150,46) = 5.91º

δ1 = 10,5º

Q’л1 = U12· Y11·cos α11 - U1· U2 ·Y11·cos (δ1 - α12) = -3,5 МВар

Qл1 = Q’л1 - U12· Y1/2 = -3,5 – 5002 ·2,11·10-3 /2 = -267,38 МВар

Р’л1 = Р0·0,3 - ΔРК/2 = 1020·0,3 – 4,08/2 = 303,96 МВт

Uг =  = 14.18 кВ

Uг мало, поэтому устанавливаем 2 группы реакторов 3хРОДЦ-60

Qp = 2·180·(U1/525)2 = 326,53 МВАр

Qл1 = Qл1 + Qp = 59,15 МВАр

Uг =  = 15.16 кВ

сosφг = = 0,97

ΔРл1 = 5,725 МВт

ΔQл1 = 55,32 МВAp

P”л1 = Р’л1 – ΔРл1 = 303,96 – 5,725 = 298,235 МВт

Q”л1 = Q’л1 – ΔQл1 = -3,5 – 55,32 = -58,82 МВАр

Р2 = P”л1 - ΔРК1/2 = 298,235 – 4,08/2 = 296,2 МВт

Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2 = -58,82 + 5002·2,11·10-3 /2 = 205,05 МВAp

Pсис = Р2 – Рпс = 296,2 – 520·0,3 = 140,2 МВт

Рат = Рпс = 520·0,3 = 156 МВт

Qсис = Pсис·tgφпс =140,2·tg(arccos(0.96))=28,47 МВAp

Qат = Q2 – Qсис =205,05 – 28,47 = 176,58 МВAp

Q’ат = Qат - 176,58 - ·61,1= 163,02 МВAp

U’2 = U2 - Qат·Xt2 /U2= 500 – 176.58·61,1/500 = 480,08 кВ

Uсн = U’2·220/500 = 220,84 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс - Рн = 156 – 10 = 146 МВт

Qатс = Ратс· tgφпс =146·tg(arccos(0.96))=42,58 МВAp

Q’нн = Q’ат - Qатс = 163,02 – 42,58 = 120,43 МВAp

Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = 113,29 МВAp

Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 9,48 кВ

Для повышения напряжения на низкой стороне ПС установим группу реакторов в конце 1-й линии.

Qат = Q2 – Qсис – 180·(U2/525)2=205,05 – 28,47 – 163,26 = 13,32 МВAp

Q’ат = Qат - 13,32 - ·61,1= 7,33 МВAp

U’2 = U2 - Qат·Xt2 /U2= 500 – 13,32·61,1/500 = 499,1 кВ

Uсн = U’2·220/500 = 229,6 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс - Рн = 156 – 10 = 146 МВт

Qатс = Ратс· tgφпс =146·tg(arccos(0.96))=42,58 МВAp

Q’нн = Q’ат - Qатс = 7,33 – 42,58 = -35,25 МВAp

Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = -35,82 МВAp

Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 10,65 кВ

Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11.

рн = 0,12 ; Кск = 650/100 тыс. руб.; З” = 0.02 тыс. руб./(МВт·ч)

аск = 0,088 ; τ = 4253 час ; ΔРл1 =5,725 МВт

приведенные затраты:

З = (аск + рн)·|Qнн|· Кск + ΔРл1· τ· З” = 542 тыс. руб.

Аналогично определим затраты для различных уровней напряжений, результаты представим в виде таблицы (приложение 4, табл. П4.2).

Как видно из таблицы П4.2 минимум затрат наблюдается при 500 кВ.

Произведём расчёт линии Л – 2. Учитывая посадку напряжения на линии, устанавливаем две группы реакторов 3×РОДЦ – 60.

Рл2 = Pсис - ΔРК2/2 = 140,2 – 3,04/2 = 138,7 МВт

Qp = 180·(U2/525)2 = 180·(500/525)2 = 163,3 МВАр

Q’л2 = Qсис + U22· Y2/2 – 2·Qp = 28,47 + 5002·1,543·10-3/2 – 2·163,3 = -105,2 МВАр

ΔРл2 = = 1,5 МВт

ΔQл2 = 13,85 МВAp

P’сис = Рл2 – ΔРл2 = 138,7 – 1,5 = 137,2 МВт

Q’сис = Q’л2 – ΔQл2 = -105,2 – 13,85 = -119,04 МВАр

Uсис =  = 523,9 кВ

Q”сис = Q’сис + Uсис2· Y2/2 = -119,04 + 523,92·1,543·10-3/2 = 93,15 МВAp

сosφсис = cos(arctg) = 0,827

Произведём проверку режима:

1)     UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,65 кВ < UННдопmax=11,55кВ

2)     UСН = 229,6≤ UСНдопmax= 253 кВ

3)     UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 15,16 кВ < UГдопmax=16,54 кВ

 cosφгном = 0,97 > cosφгном = 0,85

2.4.3 Расчёт послеаварийного режима

В качестве послеаварийного режима рассматриваем отключение одной цепи линии Л-1.

При этом по линии Л-1 протекает мощность P0 = 1020 МВт, что больше натуральной мощности линии 500кВ, поэтому принимаем напряжение в начале линии U1 = 1,05∙Uном = 525 кВ; учтём УПК (Х1(УПК) = 0,6·Х1)

Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U2 = 500 кВ.

Параметры элементов схемы замещения:

ЛЭП 1: R1 = 15,49 Ом; Х1 = 149,665·0,6 = 89,8 Ом;

Y1 = 2,111·10-3 См ΔРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;

Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5/4 = 22,375 Ом

Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

Z1 = R1 + jX1 = 15,49 + j89,8; |Z1| = 91,1 Ом

Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.011

α11 = α12 =arcsin(R1/|Z1|) = arcsin(15,49/150,46) = 5.91º

δ1 = 19,86º

Q’л1 = U12· Y11·cos α11 - U1· U2 ·Y11·cos (δ1 - α12) = 144,4 МВар

Qл1 = Q’л1 - U12· Y1/2 = 144,4 – 5252 ·92,11·10-3 /2 = -146,5 МВар

Р’л1 = Р0 - ΔРК/2 = 1020 – 4,08/2 = 1018 МВт

Uг =  = = 15,563 кВ

сosφг = =

== 0,998

ΔРл1 = 59,4 МВт

ΔQл1 = 344,4 МВAp

P”л1 = Р’л1 – ΔРл1 = 1018 – 59,4 = 958,6 МВт

Q”л1 = Q’л1 – ΔQл1 = 144,4 – 344,4 = -200 МВАр

Р2 = P”л1 - ΔРК1/2 = 958,6 – 4,08/2 = 956,5 МВт

Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2 = -200 + 5002·2,11·10-3 /2 = 63,9 МВAp

Pсис = Р2 – Рпс = 956,5 – 520 = 436,5 МВт

Рат = Рпс = 520 МВт

Примем : Qсис = 100 МВAp

Qат = Q2 – Qсис =63,9 – (-100) = 163,9 МВAp

Q’ат = Qат - 163,9 - ·30,55= 127,5 МВAp

U’2 = U2 – Q’ат·Xt2 /U2= 500 – 127,5·30,55/500 = 492,2 кВ

Uсн = U’2·230/500 = 226,4 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс - Рн = 520 – 10 = 510 МВт

Qатс = Ратс· tgφпс =510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp

Q’нн = Q’ат - Qатс = 127,5 – 148,75 = -21,2 МВAp

Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = -21,3 МВAp

Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 10,5 кВ

Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11.

Произведём расчёт линии Л – 2.

Рл2 = Pсис - ΔРК2/2 = 436,5 – 3,04/2 = 435 МВт

Q’л2 = Qсис + U22· Y2/2 = -100 + 5002·1,543·10-3/2 = 92,9 МВАр

ΔРл2 = = 9,6 МВт

ΔQл2 = 90,5 МВAp

P’сис = Рл2 – ΔРл2 = 435 – 9,6 = 425,4 МВт

Q’сис = Q’л2 – ΔQл2 = 92,9 – 90,5 = 2,4 МВАр

Uсис =  = 491,1 кВ

Q”сис = Q’сис + Uсис2· Y2/2 = 2,4 + 491,12·1,543·10-3/2 = 187 МВAp

сosφсис = cos(arctg) = 0,91

Произведём проверку режима:

1)     UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,5 кВ < UННдопmax=11,55кВ

2)     UСН = 226,4≤ UСНдопmax= 253 кВ

3)     UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 15,56 кВ < UГдопmax=16,54 кВ

4)     cosφгном = 0,91 > cosφгном = 0,85

Рассчитанные основные рабочие режимы электропередачи требуют установки УПК 40%, двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11, трех групп реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 1, одной группы реакторов 3∙РОДЦ – 60 в конце линии 1 и двух групп реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 2.

2.4.4 Расчёт режима синхронизации на шинах промежуточной подстанции

В этом случае линия головного участка электропередачи включена со стороны станции и отключена со стороны промежуточной подстанции. При этом приемная подстанция питается от приемной системы по второму участку электропередачи. Напряжение на шинах подстанции определяется обычным путем, исходя из того, что синхронизация осуществляется в режиме максимальных нагрузок.

Рассчитаем участок электропередачи система – промежуточная подстанция.

Параметры схемы замещения:

ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;

 Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

Примем Р3 = 1,05·РПС = 546 МВт; Q3 = 0

Uсис = 510 кВ

Р”л2 = P3 - ΔРК2/2 = 546 – 3,04/2 = 544,5 МВт

Q”л2 = U22· Y2/2 = 5002·1,543·10-3/2 = 208,6 МВАр

Определим значение реактивной мощности, при которой напряжение U2 не будет превышать 500 кВ.

Q”л2 =-13,3 МВАр

Устанавливаем в конце второй линии группу реакторов 3·РОДЦ-60

Qp = 180·(Uсис/525)2 = 180·(510/525)2 = 169,8 МВАр

Q”л2 = Q”л2 – Qp = 208,6 – 169,8 = 38,7 МВАр

ΔР”л2 = = 13,9 МВт

ΔQ”л2 = 130.9 МВAp

Р’л2= Р”л2 – ΔР”л2 = 544.5 – 13,9 = 530,6 МВт

Q’л2 = Q”л2 – ΔQ”л2 = 38,7 – 130,9 = -92,2 МВАр

U2 =  = 488,3 кВ

Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.

Рат = Р’л2 - ΔРК2/2 = 530,6 – 3,04/2 = 529 МВт

Qат = Q’л2 + U22· Y2/2 = -92,2 + 488,32·1,543·10-3/2 = 91,8 МВАр

Q’ат = Qат - = 54,8 МВАр

U’2 = = 482,5 кВ

Uсн = U’2 ·230/500 = 222 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рат - Рн = 529 – 10 = 519 МВт

Qатс = Ратс· tgφпс =519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp

Q’нн = Q’ат - Qатс = 54,8 – 151,4 = -96,6 МВAp

Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = -98,9 МВAp

Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 10,46 кВ

Оставшийся дефицит реактивной мощности покрывают два синхронных компенсатора установленных ранее.

Uнн = 10,46 < Umaxск = 11,55 кВ.

Следовательно, режим допустим.

Теперь рассчитаем первый участок электропередачи.

Вторая цепь линии Л-1 отключена, на ГЭС в работе 1 генератор и 1 блочный трансформатор.

Для синхронизации необходимо чтобы напряжения на отключённом конце головного участка и на шинах промежуточной подстанции были равны.

U2 = 488,3 кВ

U2 = U1/cos(β0∙L) = 525/ cos(1,111∙10–3∙510) = 622,25 кВ

Для уменьшения напряжения на открытом конце головного участка ставим реакторы в конце головной линии.

Определим необходимое количество этих реакторов:

U1 = 525 кВ

Zc =  Ом

β = Im= 1,111·10-3 рад/км

А = cos(β·L1) = 0,844

Аэ = 525/488,3 = 1,075

В = Zc ·sin(β·L1) = 150.45

Yртреб = (Аэ – А)/В = 1,538·10-3 См

Yр = 180/5252 = 6,531·10-4 См

N = Yртреб / Yр = 2,35

Т. о. устанавливаем две группы реакторов 3∙РОДЦ – 60.

Тогда

U2XX =  = 504.7 кВ

Что неравно напряжению на шинах промежуточной подстанции, питающейся от системы, поэтому уменьшим напряжение в начале линии за счет регулирования возбуждения генератора станции.

U2XX =  = 490 кВ

Что равно напряжению на шинах промежуточной подстанции.

Определим возможность существования такого режима для генератора.

ЛЭП 1: R1 = 15,49 Ом; Х1 = 149,665Ом;

 Y1 = 2,111·10-3 См ΔРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5 Ом

Qp = 180·(U2ХХ/525)2 = 180·(490/525)2 = 147,9 МВАр

Q”л1 =2·Qp - U2ХХ2· Y1/2 =2·147,9 - 4902·2,111·10-3/2 = 56,7 МВАр

Q’л1 =Q”л1 + (Q”л1/U’2XX)2· X1 = 58.9 МВAp

U1 = 510 кВ

Qл1 = Q’л1 – U12· Y1/2 =58,9 - 5102·2,111·10-3/2 = -215,6 МВАр

Для уменьшения Uг ставим в начале головной линии группу реакторов 3∙РОДЦ – 60.

Qл1 = Qл1 + Qp = -215,6 + 147,9 = -67,7 МВАр

Uг =  = 15,132 кВ

Qг =Qл1 + (Qл1/U1)2· Xt1 = -66,3 МВAp

Iг = = -2,53 А

Iгном = = 9,531 А

Iг = 2,53 кА < Iг ном = 9,531 кА

Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Хс = (j·Y1/2)-1 = -j947.4 Ом

Хр = j·5252/Qр = j1864 Ом

Z1 = R1 + jX1 + Хс· Хр/( Хс+ Хр) = 15.49 – j1777 Ом

Zвнеш = Z1· Хс /( Z1+ Хс) = 1,87 – j618 Ом

Xd = j·1.31·5002/306 = 1070 Ом

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13