Диплом Кветкин (1229001), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

Максимально-допустимый переток мощности по сечению С-1 ограничивается располагаемой мощностью Нижне-Бурейской ГЭС.

В режиме выдачи всей располагаемой мощности Нижне-Бурейской ГЭС соблюдается условие запаса режима по напряжению в узлах нагрузки (15% для нормальной (ремонтной) схем и 10% для послеаварийного режима.

Рассмотрим сечение С-2 проходящее по следующим ВЛ:

1. ВЛ 500кВ Бурейская ГЭС-Хабаровская №1;

2. ВЛ 500кВ Бурейская ГЭС-Хабаровская №2;

3. ВЛ 220кВ Февральская-Этеркан;

4. ВЛ 220кВ Ядринт-Облучье;

5. ВЛ 220кВ Архара –Облучье с отпайкой на ПС 220кВ Тарманчукан.

Исследование статической устойчивости рассматриваемого сечения проводилось для определения влияния ввода мощности Нижне-Бурейской ГЭС на пропускную способность этого сечения.

Амплитуда нерегулярных колебаний для сечения С- 2 составляет:

1. для режима зимнего максимума 2016 года - 60 МВт;

2. для режима зимнего максимума 2021 года - 65 МВт.

Утяжеление режима проводилось путем увеличения мощности Зейской и Бурейской ГЭС и уменьшением мощности Приморской ГРЭС при максимальной загрузке (по располагаемой мощности) Нижне-Бурейской ГЭС.

Ниже в таблице3.2 приведены результаты расчетов статической устойчивости для нормальной схемы.

Таблица 3.2. - Результаты расчетов статической устойчивости для нормальной схемы для сечения С-2

Окончание таблицы 3.2

Таблица 3.3 – Результаты расчетов статической устойчивости для ремонтных схем сечение С-2

Продолжение таблицы 3.3

Окончание таблицы 3.3

3.4 Расчеты динамической устойчивости

Большие возмущения, появляющиеся в сложных электрических системах, чаще всего вызываются отключениями мощных нагрузок или несущих нагрузку генераторов, трансформаторов, линий электропередач. К еще более резким изменениям режима приводят короткие замыкания, при которых изменения мощности на отдельных участках системы могут быть соизмеримы с величиной суммарной мощности всей системы. Короткие замыкания в зависимости от места системы (в котором они происходят) и их вида (трехфазные, двухфазные и т.д.) могут приводить к различным изменениям передаваемой мощности – сбросам мощности. Они, следовательно, различны по своей тяжести. Наиболее тяжелым является трехфазное короткое замыкание, полностью прерывающее передачу мощности через тот элемент, на котором эта авария произошла. Место короткого замыкания в сильной степени влияет на тяжесть аварии в отношении как величины токов короткого замыкания, так и воздействия на устойчивость системы. Чем дальше короткое замыкание от источников энергии, тем, как правило, меньше токи короткого замыкания. Чем симметричнее место короткого замыкания по отношению к генераторам системы, тем легче авария в смысле ее влияния на устойчивость системы. Это объясняется тем, что при одинаковом сбросе мощности генераторы в равной мере ускоряются и остаются устойчивыми относительно друг друга.

Основной задачей исследования динамической устойчивости является изучение динамических особенностей ОЭС Востока, в связи с вводом Нижне-Бурейской ГЭС.

Согласно «Методическим указаниям по устойчивости энергосистем» устойчивость энергосистем должна обеспечиваться при определенных возмущениях. Наиболее тяжелые из них называются нормативными и подразделяются на три группы: I, II и III. В каждую группу в зависимости от номинального напряжения рассматриваемой сети, включаются те или иные возмущения. При этом в нормальных схемах сети при нормальных режимах устойчивость должна обеспечиваться при возмущениях всех трех групп, в ремонтных схемах в нормальных режимах- только при возмущениях I и II группы.

Расчеты динамической устойчивости выполняются при учете генераторов соответствующим типом и настройками АРВ и АРС. Нагрузки тяговых подстанций представлялись постоянством активной и реактивной мощности, остальные узлы нагрузок представлялись в виде комплексной нагрузки, включающей в себя 55% асинхронных двигателей.

Для гидрогенераторов Нижне-Бурейской ГЭС принята независимая тиристорная система возбуждения (АРВ СД).

Наиболее тяжелым возмущением в сети 220кВ (группа III) является отключение сетевого элемента действием УРОВ при 3-х фазных КЗ с отказом одного выключателя. На Нижне-Бурейской ГЭС могут быть установлены выключатели с пофазным приводом, для которых отказ всех трех фаз является маловероятным событием. В этом случае в расчетах учитывается только вероятность отказа одной фазы выключателя.

Критерием нарушения динамической устойчивости является неограниченное возрастание относительных углов ЭДС генераторов. Для ВЛ220кВ, отходящих от Нижне-Бурейской ГЭС время отключения КЗ принимается равным 0.1с, время отключения ВЛ220кВ от УРОВ принимается равным 0.35с. Для сети 220кВ действие УРОВ моделировалось при отказе трехфазного привода. При несохранении устойчивости при действии УРОВ в качестве средства сохранения устойчивости рассматривалось применение выключателей с пофазным приводом.

Результаты расчетов динамической устойчивости для различных нормативных возмущений приведены ниже.

Таблица 3.4. Результаты расчетов динамической устойчивости.

Окончание таблицы 3.4

Результаты расчетов динамической устойчивости показали, что динамическая устойчивость сохраняется при всех видах нормативных возмущений, кроме трёхфазного КЗ вблизи шин 220кВ Нижне-Бурейской ГЭС с действием УРОВ.

Характеристики

Список файлов ВКР