150472 (Линия электропередачи напряжением 500 кВ), страница 4

U’₂ = U₂ - Q_ат·X_t2 /U₂= 500 – 13,32·61,1/500 = 499,1 кВ

U_сн = U’₂·220/500 = 229,6 кВ

Р_н = 10 МВт

Р_атс = Р_пс - Р_н = 156 – 10 = 146 МВт

Q_атс = Р_атс· tgφ_пс =146·tg(arccos(0.96))=42,58 МВAp

Q’_нн = Q’_ат - Q_атс = 7,33 – 42,58 = -35,25 МВAp

Q_нн = Q’_нн – (Q’_нн/ U’₂)²· X_tн2 = -35,82 МВAp

U_нн = (U’₂ - Q’_нн ·X_tн2 /U’₂)·(10.5/500) = 10,65 кВ

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

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

а_ск = 0,088 ; τ = 4253 час ; ΔР_л1 =5,725 МВт

приведенные затраты:

З = (а_ск + р_н)·|Q_нн|· К_ск + ΔР_л1· 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.

Р_л2 = P_сис - ΔР_К2/2 = 140,2 – 3,04/2 = 138,7 МВт

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

Q’_л2 = Q_сис + U₂²· Y₂/2 – 2·Q_p = 28,47 + 500²·1,543·10^-3/2 – 2·163,3 = -105,2 МВАр

ΔР_л2 = = 1,5 МВт

ΔQ_л2 = 13,85 МВAp

P’_сис = Р_л2 – ΔР_л2 = 138,7 – 1,5 = 137,2 МВт

Q’_сис = Q’_л2 – ΔQ_л2 = -105,2 – 13,85 = -119,04 МВАр

U_сис = = 523,9 кВ

Q”_сис = Q’_сис + U_сис²· Y₂/2 = -119,04 + 523,9²·1,543·10^-3/2 = 93,15 МВAp

сosφ_сис = cos(arctg ) = 0,827

Произведём проверку режима:

1. U_ННдоп^min = 10,45кВ НН = 10,65 кВ < U_ННдоп^max=11,55кВ

2. U_СН = 229,6≤ U_СНдоп^max= 253 кВ

3. U_Гдоп^min=14,96 кВ < U_г = 15,16 кВ < U_Гдоп^max=16,54 кВ

cosφ_гном = 0,97 > cosφ_гном = 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∙U_ном = 525 кВ; учтём УПК (Х_1(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 ΔР_К1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

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

Y₂ = 1,153·10^-3 См ΔР_К2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ГЭС: Х_t1 = 89,5/4 = 22,375 Ом

Трансформатор ПС: Х_t2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Х_tн2 = 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

Q_л1 = Q’_л1 - U₁²· Y₁/2 = 144,4 – 525² ·92,11·10^-3 /2 = -146,5 МВар

Р’_л1 = Р₀ - ΔР_К/2 = 1020 – 4,08/2 = 1018 МВт

U_г = = = 15,563 кВ

сosφ_г = =

= = 0,998

ΔР_л1 = 59,4 МВт

ΔQ_л1 = 344,4 МВAp

P”_л1 = Р’_л1 – ΔР_л1 = 1018 – 59,4 = 958,6 МВт

Q”_л1 = Q’_л1 – ΔQ_л1 = 144,4 – 344,4 = -200 МВАр

Р₂ = P”_л1 - ΔР_К1/2 = 958,6 – 4,08/2 = 956,5 МВт

Q₂ = Q”_л1 + U₂²· Y₁/2 = -200 + 500²·2,11·10^-3 /2 = 63,9 МВAp

P_сис = Р₂ – Р_пс = 956,5 – 520 = 436,5 МВт

Р_ат = Р_пс = 520 МВт

Примем : Q_сис = 100 МВAp

Q_ат = Q₂ – Q_сис =63,9 – (-100) = 163,9 МВAp

Q’_ат = Q_ат - 163,9 - ·30,55= 127,5 МВAp

U’₂ = U₂ – Q’_ат·X_t2 /U₂= 500 – 127,5·30,55/500 = 492,2 кВ

U_сн = U’₂·230/500 = 226,4 кВ

Р_н = 10 МВт

Р_атс = Р_пс - Р_н = 520 – 10 = 510 МВт

Q_атс = Р_атс· tgφ_пс =510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp

Q’_нн = Q’_ат - Q_атс = 127,5 – 148,75 = -21,2 МВAp

Q_нн = Q’_нн – (Q’_нн/ U’₂)²· X_tн2 = -21,3 МВAp

U_нн = (U’₂ - Q’_нн ·X_tн2 /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.

Р_л2 = P_сис - ΔР_К2/2 = 436,5 – 3,04/2 = 435 МВт

Q’_л2 = Q_сис + U₂²· Y₂/2 = -100 + 500²·1,543·10^-3/2 = 92,9 МВАр

ΔР_л2 = = 9,6 МВт

ΔQ_л2 = 90,5 МВAp

P’_сис = Р_л2 – ΔР_л2 = 435 – 9,6 = 425,4 МВт

Q’_сис = Q’_л2 – ΔQ_л2 = 92,9 – 90,5 = 2,4 МВАр

U_сис = = 491,1 кВ

Q”_сис = Q’_сис + U_сис²· Y₂/2 = 2,4 + 491,1²·1,543·10^-3/2 = 187 МВAp

сosφ_сис = cos(arctg ) = 0,91

Произведём проверку режима:

1. U_ННдоп^min = 10,45кВ НН = 10,5 кВ < U_ННдоп^max=11,55кВ

2. U_СН = 226,4≤ U_СНдоп^max= 253 кВ

3. U_Гдоп^min=14,96 кВ < U_г = 15,56 кВ < U_Гдоп^max=16,54 кВ

4. cosφ_гном = 0,91 > cosφ_гном = 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 ΔР_К2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ПС: Х_t2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Х_tн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

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

U_сис = 510 кВ

Р”_л2 = P₃ - ΔР_К2/2 = 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

Q_p = 180·(U_сис/525)² = 180·(510/525)² = 169,8 МВАр

Q”_л2 = Q”_л2 – Q_p = 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.

Р_ат = Р’_л2 - ΔР_К2/2 = 530,6 – 3,04/2 = 529 МВт

Q_ат = Q’_л2 + U₂²· Y₂/2 = -92,2 + 488,3²·1,543·10^-3/2 = 91,8 МВАр

Q’_ат = Q_ат - = 54,8 МВАр

U’₂ = = 482,5 кВ

U_сн = U’₂ ·230/500 = 222 кВ

Р_н = 10 МВт

Р_атс = Р_ат - Р_н = 529 – 10 = 519 МВт

Q_атс = Р_атс· tgφ_пс =519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp

Q’_нн = Q’_ат - Q_атс = 54,8 – 151,4 = -96,6 МВAp

Q_нн = Q’_нн – (Q’_нн/ U’₂)²· X_tн2 = -98,9 МВAp

U_нн = (U’₂ - Q’_нн ·X_tн2 /U’₂)·(10.5/500) = 10,46 кВ

Оставшийся дефицит реактивной мощности покрывают два синхронных компенсатора установленных ранее.

U_нн = 10,46 < U^max_ск = 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

Z_c = Ом

β = Im = 1,111·10^-3 рад/км

А = cos(β·L₁) = 0,844

А_э = 525/488,3 = 1,075

В = Z_c ·sin(β·L₁) = 150.45

Y_ртреб = (А_э – А)/В = 1,538·10^-3 См

Y_р = 180/525² = 6,531·10^-4 См

N = Y_ртреб / Y_р = 2,35

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

Тогда

U_2XX = = 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.

U_2XX = = 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 ΔР_К1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

Трансформатор ГЭС: Х_t1 = 89,5 Ом

Q_p = 180·(U_2ХХ/525)² = 180·(490/525)² = 147,9 МВАр

Q”_л1 =2·Q_p - U_2ХХ²· 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

Q_л1 = Q’_л1 – U₁²· Y₁/2 =58,9 - 510²·2,111·10^-3/2 = -215,6 МВАр

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

Q_л1 = Q_л1 + Q_p = -215,6 + 147,9 = -67,7 МВАр

U_г = = 15,132 кВ

Q_г =Q_л1 + (Q_л1/U₁)²· X_t1 = -66,3 МВAp

I_г = = -2,53 А

I_гном = = 9,531 А

I_г = 2,53 кА < I_{г ном} = 9,531 кА

Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Х_с = (j·Y₁/2)^-1 = -j947.4 Ом

Х_р = j·525²/Q_р = j1864 Ом

Z₁ = R₁ + jX₁ + Х_с· Х_р/( Х_с+ Х_р) = 15.49 – j1777 Ом

Z_внеш = Z₁· Х_с /( Z₁+ Х_с) = 1,87 – j618 Ом

X_d = j·1.31·500²/306 = 1070 Ом

Z_вн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.

Т.к. X_d= 1070 Ом < X_вн = 1777 Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.

X

R_вн

Рис.2.5. Зоны самовозбуждения генератора

2.3.5 Расчёт режима синхронизации на шинах передающей станции

В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны ГЭС.

Рис.2.6. Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах передающей станции

Значения U₂, P_C берем из предыдущего режима: