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

Текст из файла (страница 3)

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

333,4 кВ

МВт

МВАр

0,994

Перевірка технічних обмежень:

кВ < кВ < кВ

(на споживання)

кВ < кВ < кВ

Перевіримо напругу в середині лінії 1:

Ом

МВА

кА

= кВ

кВ < кВ

Перевіримо напругу в середині лінії 2:

Ом

МВА

кА

кВ

кВ < кВ

Таким чином, у цьому режимі не потрібно встановити реактори й синхронні компенсатори на проміжній підстанції.

2.2 Режим найменшої переданої потужності

За умовою в цьому режимі найбільша передана потужність по головній ділянці, а також потужність споживачів проміжної підстанції становлять 30% від відповідних значень для режиму найбільших навантажень, тобто:

P₀ = 700·0,3 = 210 МВт; P_ПС = 350·0,3 = 105 МВт.

У зв'язку із цим відключені 3 блоки на ГЕС, а також по одному ланцюзі лінії на кожній ділянці (для зниження надлишку реактивної потужності в електропередачі); уважаємо, що всі автотрансформатори залишаються в роботі.

Параметри елементів схеми заміщення:

Лінія 1: Ом; Ом; См;

МВт

Лінія 2: Ом; Ом; См;

МВт

Група трансформаторів ГЕС: Ом

2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):

Ом; ; Ом

Передана по лініях потужність у цьому режимі значно менше натуральної, тому в лініях виникає надлишкова реактивна потужність, що стікає з ліній, завантажуючи генератори передавальної станції й приймальню систему. Одночасно підвищується напруга в середній зоні ділянок електропередачі. З метою зниження генерації реактивної потужності й забезпечення припустимих значень напруги в середині лінії, задамося напругою U₁ не вище номінального й проведемо розрахунок режиму при різних значеннях U₂ для відшукання оптимального перепаду напруг.

U₁ = 330 кВ, U₂ = 330 кВ

МВт

Ом; Ом

см

; ;

МВАр

МВАр

Установлюємо на початку першої ділянки електропередачі 1 групу реакторів 3×РОДЦ - 60000/500 з метою поглинання надлишкової реактивної потужності, що стікає з лінії до генераторів (інакше U_Г < U_{Г. ДОП.)}. Тоді:

МВАр

13,158 кВ, МВАр

0,997

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

Установлюємо наприкінці першої ділянки електропередачі 1 групу реакторів 3? РОДЦ - 60000/500 з метою поглинання надлишкової реактивної потужності, що стікає з обох ліній. Тоді:

МВАр

Методом систематизованого підбора підбираємо Q₂ так, щоб, одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижче заданого ( ), а напруга U₃ на шинах системи близьким до номінального (330 кВ).

Q₂ = - 81 МВАр

Приймаємо МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження).

МВт

МВт

МВАр

МВАр

МВАр

= 327,61 кВ

МВт

МВАр

240,25 кВ

МВт

МВАр

МВАр

Потужність синхронного компенсатора

17,26 МВАр

10,67 кВ

Наведені витрати:

727 тис. грн.

Результати розрахунку при інших значеннях U₂ представимо у вигляді таблиці:

Таблиця 2 - Результати розрахунку режиму найменшої переданої потужності

U2, кВ	315	320	325	330
δ°	14,65	14,52	14,39	14,27
Q'ВЛ1, МВАр	54,37	41,54	28,72	15,89
Q0, МВАр	-28,52	-41,34	-54,17	-66,96
Q0 + QР, МВАр	44,77	31,95	19,12	6,31
UГ, кВ	13,67	13,59	13,51	13,43
cosφГ	0,953	0,969	0,982	0,992
ΔPВЛ1, МВт	5,97	5,82	5,7	5,63
ΔQВЛ1, МВАр	54,71	53,28	52,22	51,55
P''ВЛ1, МВт	203,42	203,58	203,69	203,76
Q''ВЛ1, МВАр	-0,347	-11,74	-23,51	-35,66
P1, МВт	202,81	202,97	203,08	203,66
Q1, МВАр	72,93	63,89	54,5	44,77
Q1 - QР, МВАр	8,13	-2,98	-14,48	-26,35
Q2, МВАр	-109	-112	-100	-81
P2, МВт	96,31	96,47	96,58	96,65
QАТ, МВАр	117,13	109,02	85,52	41,34
Q'АТ, МВАр	112,18	104,57	82,52	38,99
U'2, кВ	307,78	313,39	319,91	327,61
UСН, кВ	225,71	229,82	234,6	240,25
Q'АТ. Н, МВАр	90,86	83,25	60,74	17,67
QАТ. Н, МВАр	78,73	73,42	55,72	17,26
QСК, МВАр	78,73	73,42	55,72	17,26
UНН, кВ	9,78	10,14	10,76	10,67
С, тис. грн.	1126,6	1072,8	929,8	727

Мінімум витрат спостерігається при U₂ = 330 кВ. Варіанти з U₂ = 315 кВ і U₂ = 320 кВ не підходять і з технічних причин (U_НН < U_ДОП = 10,45 кВ).

Оскільки автотрансформатор АТ2 (330/220 кВ) НЕ має РПН із боку СН, то напруга U₃ залежить від U₂.

Приймаємо U₃ = 330 кВ

МВт; МВАр

МВАр

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

335,7 кВ

МВт

МВАр

0,981

Перевірка технічних обмежень:

кВ < кВ < кВ

(на споживання)

кВ < кВ < кВ

Перевіримо напругу в середині лінії 1:

Ом

МВА

кА

кВ

кВ < кВ

Перевіримо напругу в середині лінії 2:

Ом

МВА

кА

кВ

кВ < кВ

Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити 2 синхронних компенсатори типу КСВБ 50-11 на проміжній підстанції, 1 групу однофазних реакторів 3×РОДЦ - 60000/500 на початку першої лінії й 1 групу однофазних реакторів 3? РОДЦ - 60000/500 наприкінці першої лінії.

2.3 Після аварійний режим

Цей режим відрізняється від режиму найбільшої переданої потужності тим, що відбувається аварійне відключення одного ланцюга головної ділянки електропередачі. Завданням розрахунку в цьому випадку є визначення допустимості такого режиму й вибір засобів, що забезпечують роботу електропередачі. Оскільки найбільша передана потужність по головній ділянці (P₀ = 700 МВт) значно більше натуральної потужності лінії (P_C = 356,4 МВт), те необхідно задіяти оперативний резерв прийомної системи для розвантаження головної лінії. Тоді P₀ = P₀ - Р_РЕЗ = 700 - 200 МВт = 500 МВт

Параметри елементів схеми заміщення:

Лінія 1: Ом; Ом; См;

МВт

Лінія 2: Ом; Ом; См;

МВт

Група трансформаторів ГЕС: Ом

2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):

Ом; ; Ом

Приймаємо: U₁ = 340 кВ, U₂ = 330 кВ

МВт

Ом; 131,98 Ом

см

; ;

МВАр

МВАр

13,67 кВ

МВАр

0,986

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

Методом систематизованого підбора підбираємо Q₂ так, щоб одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижче заданого ( ), а напруга U₃ на шинах системи близьким до номінального (330 кВ).

Характеристики

Список файлов ВКР