150185 (621232), страница 3

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

Текст из файла (страница 3)

Так как на обоих участках электропередачи одинаковые напряжения, то их режимы оказываются взаимосвязанными, потому что создание перепада напряжения на первом участке ( ) приводит к возникновению перепада на втором участке ( ). Поэтому в расчётах мощности ИРМ учитывается изменение реактивной мощности в начале второго участка и контролируется величина в конце его, а в расчётах приведенных затрат – возмещение потерь энергии при передаче по двум участкам.

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

333,4 кВ

МВт

МВАр

0,994

Проверка технических ограничений:

кВ < кВ < кВ

(на потребление)

кВ < кВ < кВ

Проверим напряжение в середине линии 1:

Ом

МВА

кА

= кВ

кВ < кВ

Проверим напряжение в середине линии 2:

Ом

МВА

кА

кВ

кВ < кВ

Таким образом, в этом режиме не нужно установить реакторы и синхронные компенсаторы на промежуточной подстанции.

2.2 Режим наименьшей передаваемой мощности

По условию в этом режиме наибольшая передаваемая мощность по головному участку, а также мощность потребителей промежуточной подстанции составляют 30% от соответствующих значений для режима наибольших нагрузок, то есть:

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

В связи с этим отключены 3 блока на ГЭС, а также по одной цепи линии на каждом участке (для снижения избытка реактивной мощности в электропередаче); считаем, что все автотрансформаторы остаются в работе.

Параметры элементов схемы замещения:

• Линия 1: Ом; Ом; См;

МВт

• Линия 2: Ом; Ом; См;

МВт

• Группа трансформаторов ГЭС: Ом

• 2 автотрансформатора 330/220 кВ (АТ):

Ом; ; Ом

Передаваемая по линиям мощность в этом режиме значительно меньше натуральной, поэтому в линиях возникает избыточная реактивная мощность, которая стекает с линий, загружая генераторы передающей станции и приёмную систему. Одновременно повышается напряжение в средней зоне участков электропередачи. С целью снижения генерации реактивной мощности и обеспечения допустимых значений напряжения в середине линии, зададимся напряжением U₁ не выше номинального и проведём расчёт режима при различных значениях U₂ для отыскания оптимального перепада напряжений.

U₁ = 330 кВ, U₂ = 330 кВ

МВт

Ом; Ом

См

; ;

МВАр

МВАр

Устанавливаем в начале первого участка электропередачи 1 группу реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 с целью поглощения избыточной реактивной мощности, стекающей с линии к генераторам (иначе U_Г < U_Г.ДОП.). Тогда:

МВАр

13,158 кВ

МВАр

0,997

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

Устанавливаем в конце первого участка электропередачи 1 группу реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 с целью поглощения избыточной реактивной мощности, стекающей с обеих линий. Тогда:

МВАр

Методом систематизированного подбора подбираем Q₂ так, чтобы, получить коэффициент мощности в конце второго участка электропередачи не ниже заданного ( ), а напряжение U₃ на шинах системы близким к номинальному (330 кВ).

Q₂ = – 81 МВАр

Принимаем МВт (собственные нужды подстанции и местная нагрузка).

МВт

МВт

МВАр

МВАр

МВАр

= 327,61 кВ

МВт

МВАр

240,25 кВ

МВт

МВАр

МВАр

Мощность синхронного компенсатора 17,26 МВАр

10,67 кВ

Приведенные затраты:

727 тыс. руб.

Результаты расчёта при других значениях U₂ представим в виде таблицы:

Таблица 2 – Результаты расчёта режима наименьшей передаваемой мощности

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
З, тыс. руб.	1126,6	1072,8	929,8	727

Минимум затрат наблюдается при U₂ = 330 кВ. Варианты с U₂ = 315 кВ и U₂ = 320 кВ не подходят и по техническим причинам (U_НН < U_ДОП = 10,45 кВ).

Поскольку автотрансформатор АТ2 (330/220 кВ) НЕ имеет РПН со стороны СН, то напряжение U₃ зависит от U₂.

Принимаем U₃ = 330 кВ

МВт; МВАр

МВАр

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

335,7 кВ

МВт

МВАр

0,981

Проверка технических ограничений:

кВ < кВ < кВ

(на потребление)

кВ < кВ < кВ

Проверим напряжение в середине линии 1:

Ом

МВА

кА

кВ

кВ < кВ

Проверим напряжение в середине линии 2:

Ом

МВА

кА

кВ

кВ < кВ

Таким образом, в этом режиме необходимо установить 2 синхронных компенсатора типа КСВБ 50–11 на промежуточной подстанции, 1 группу однофазных реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 в начале первой линии и 1 группу однофазных реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 в конце первой линии.

2.3 Послеаварийный режим

Этот режим отличается от режима наибольшей передаваемой мощности тем, что происходит аварийное отключение одной цепи головного участка электропередачи.

Задачей расчёта в данном случае является определение допустимости такого режима и выбор средств, обеспечивающих работу электропередачи.

Поскольку наибольшая передаваемая мощность по головному участку (P₀ = 700 МВт) значительно больше натуральной мощности линии (P_C = 356,4 МВт), то необходимо задействовать оперативный резерв приёмной системы для разгрузки головной линии. Тогда P₀ = P₀ – Р_РЕЗ = 700 – 200 МВт = 500 МВт

Параметры элементов схемы замещения:

Характеристики

Список файлов курсовой работы