Выбор параметров и анализ режимов электропередачи

В данном курсовом проекте рассматривается электропередача переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенной для транспорта электрической энергии от удаленной гидроэлектростанции в приёмную систему.

Решаются вопросы, связанные с выбором схемы электропередачи и номинального напряжения её участков, оценивается пропускная способность электропередачи, проводятся расчёты и анализ основных рабочих, послеаварийного и особых режимов работы.

В заключительной части проекта определяются основные технико-экономические показатели.

1. Выбор схемы, номинального напряжения и сечения проводов участков электропередачи

Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию обоснованно надёжного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приёмной системы, обеспечиваемых энергией от ГЭС.

Сопоставляя три заданные величины:

наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р₀ = 1340 МВт;

наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Р_п/ст = 600 МВт;

оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Р_резерв = 470 МВт.

Наметим следующие варианты схемы участков электропередачи:

Рис 1.1. Вариант 1 схемы участков электропередачи.

Рис 1.2. Вариант 2 схемы участков электропередачи.

При длине линий более 400 км, предельный экономический ток для двух смежных марок проводов равен:

где К02 и К01 – удельные капитальные вложения на сооружение ВЛ соответственно с проводами большего и меньшего сечения (1) при учете зональных и поправочных коэффициентов (1);

Е_н = 0,12 – коэффициент эффективности капиталовложений;

а – коэффициент ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание ВЛ (1);

dРк1 и dРк2 – среднегодовые потери мощности при коронировании проводов большего и меньшего сечения (1);

r02 и r01 – погонные активные сопротивления одного провода соответственно большего и меньшего сечения, вычисляемые по данным табл. 7.6 (1) с введением поправки на среднегодовую температуру воздуха (1);

n - стандартное число проводов в фазе;

Зi и Зii – удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии, зависящие от времени потерь и района сооружения ВЛ;

t_потерь – время потерь.

t_потерь = ∑(Р_i/Р_нб)²∙t_i

t_потерь = 1²2000+0,7²2500+0,5²2500+0,3²1760 = 4008,4 час.

Вариант 1

Линия 750 кВ длиной 630 км (одна цепь).

I_расч = P_{max. л.}/(N∙√3∙U_ном∙cosφ)

I_расч = 1340_./(1∙√3∙750∙0,99) = 1041,952 А

F_расч = I_расч/(n∙j_расч)

F_расч = 1041,952/(4∙1) = 260.488 мм²

Количество проводов расщеплённой фазы n = 4.

Т. о. выбираем провод 4АС 400/93.

I_доп = 4∙860 = 3440 А, где

860 А – длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 (1) (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные)

3440 > 1042, значит, провод по нагреву проходит.

Линия 500 кВ длиной 420 км (одна цепь).

I_расч = P_{max. л.}/(N∙√3∙U_ном∙cosφ) = (P₀ – Р_пс)_./(N∙√3∙U_ном∙cosφ)

I_расч = 740_./(1∙√3∙500∙0,98) = 871,917 А

F_расч = I_расч/(n∙j_расч)

F_расч = 871,917 /(3∙1) = 290,639 мм²

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм² , то учитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираем провод: 3АС 330/43.

I_доп = 3∙730 = 2190 А

730 А – длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 (1) (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные).

2190 > 872 , значит провод по нагреву проходит.

Вариант 2

Линия 500 кВ длиной 630 км (две цепи):

I_расч = P_{max. л.}/(N∙√3∙U_ном∙cosφ)

I_расч = 1340_./(2∙√3∙500∙0,99) = 781,464 А

F_расч = I_расч/(n∙j_расч)

F_расч = 781,464/(3∙1) = 260,488 мм²

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм² , то учитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираем провод: 3АС 330/43.

I_доп = 3∙730 = 2190 А

730 А – длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 (1) (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные).

I_ав.пер. = 2∙ I_расч = 1564 А

2190 > 1564 , значит провод по нагреву проходит.

Линия 500 кВ длиной 420 км варианта 2 аналогична линии 500 кВ длиной 420 км варианта 1.

2. Выбор схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции

Вариант 1

Р_расч = 1,15∙1340 = 1541 МВт.

Выбираем шесть гидрогенераторов СВ – 712/227 – 24.

Номинальные данные:

S_ном.г= 306 МВА, Р_{ном. г} = 260 МВт, U _ном = 15,75 кВ, cosφ =0,85, Х_d = 1,653, Х_d^’ = 0,424, Х_d^” = 0,279.

Располагаемая активная мощность ГЭС равна 1560 МВт.

С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем две группы однофазных трансформаторов 2 3 + 1 ОРЦ 417000/750 со следующими номинальными параметрами:

S_{ном. тр} = 417 МВ∙А, U_{вн ном} = 787/√3 кВ, U_{нн ном} = 15,75 кВ,

Δ Р_к = 0,8 МВт, ΔР_х = 0,4 МВт, R_т = 0,96 Ом, Х_т = 69,3 Ом.

При числе присоединений равном трём на напряжении 750 кВ выбираем схему треугольника.

На промежуточной подстанции будет двойная трансформация.

Расчётная мощность первой трансформации:

S_расч = Р_0./(1,4∙cosφ_п/ст) = 1340_./(1.4∙ 0,99) = 966,8 МВ∙А

Выбираем (3∙2 +1) АОДЦТН 417000/750/500 со следующими номинальными параметрами:

S_{ном. тр} = 417 МВ∙А, U_{вн ном} = 750/√3 кВ, U_{сн ном} = 500/√3 кВ, U_{нн ном} = 15,75 кВ,

Δ Р_к = 0,7 МВт, ΔР_х = 0,28 МВт, Х_{т н} = 309 Ом, Х_{т в} = 55,1 Ом.

Расчётная мощность второй трансформации:

S_расч = Р_п/ст./(1,4 cosφ_п/ст) = 600_./(1,4∙ 0,99) = 432,9 МВ∙А

Выбираем (3∙2 +1) АОДЦТН 167000/500/220 со следующими номинальными параметрами:

S_{ном. тр} = 267 МВ∙А, U_{вн ном} = 500/√3 кВ, U_{сн ном} = 230/√3 кВ, U_{нн ном} = 11 кВ,

ΔР_к = 0,325 МВт, ΔР_х = 0,125 МВт, Х_{т н} = 113,5 Ом, Х_{т в} = 61,1 Ом.

На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ. Определим количество отходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на их натуральную мощность:

n = Р_п/ст/135 = 600/135 = 4,4, следовательно принимаем n = 4.

Т. о. на подстанции при первой трансформации принимаем схему треугольника, а при второй трансформации при числе присоединений равном пяти выбираем схему трансформатор – шины с присоединением линий через два выключателя.

На 220 кВ при числе присоединений равном шести выбираем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. В итогесхемаэлектрических соединений для первого варианта электропередачи выглядит с. о.:

Рис.2.1 Схемаэлектрических соединений для первого варианта электропередачи.

Вариант 2

С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем трансформаторы ТЦ 1000000/500 со следующими номинальными параметрами:

S_{ном. тр} = 1000 МВ∙А, U_{вн ном} = 525 кВ, U_{нн ном} = 15,75 кВ,

ΔР_к = 2 МВт, ΔР_х = 0,6 МВт, R_т = 0,55 Ом, Х_т = 40 Ом.

При числе присоединений равном четырем на напряжении 500 кВ выбираем схему четырехугольника. На промежуточной подстанции остается лишь одна трансформация на 220 кВ, в остальном схемы электрических соединений аналогичны варианту 1 и выглядит следующим образом:

Рис.2.2 Схемаэлектрических соединений для второго варианта электропередачи.

Выбор выключателей на РУ

В цепи генераторов: I_max = 260/(1,73∙15,75∙ 0,85) = 11,213 кА

ВВГ – 20 – 160 /20000 У3

U _ном = 20 кВ, I _ном = 20 кА, I _откл = 160 кА

ОРУ 750 кВ: I_max = 1340/(1,73∙750∙0,99) = 1,042 кА

ВВБ – 750 – 40/3150У1

U _ном = 750 кВ, I _ном = 3,15 кА, I _откл = 40 кА

ОРУ 500 кВ: I_max = 1340/(1,73∙500∙0,99) = 1,563 кА

ВНВ – 500А – 40/3150У1

U _ном = 500 кВ, I _ном = 3,15 кА, I _откл = 40 кА

ОРУ 220 кВ: I_max = 600/(1,73∙220∙0,99) = 1,59 кА

ВВБК – 220Б – 56/3150У1

U _ном = 220 кВ, I _ном = 3,15 кА, I _откл = 56 кА.

3. Технико-экономическое сравнение двух вариантов электропередачи

Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:

3= Ен К_∑ +И_∑ +У, где

Е_н – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;

Е_н = 0,12 (для энергетики срок окупаемости 8 лет);

К_∑ - капиталовложения в сеть;

И_∑ - издержки всей сети;

У – ущерб.

К_∑ = К_л + К_п/ст.

К_л = К_о· ℓ, где

Ко – удельная стоимость сооружения линий,

ℓ – длина линии, км

К_п/ст = К_ору + К_тр + К_ку + К_пч

В расчете предварительно не учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. К_ку = 0

К_ору = К_орувн + К_орусн

К_тр- капиталовложение трансформаторов,

К_пч – постоянная часть затрат

И_∑ = И_∑а.о.р.+ И_{∑потери ээ}, где

И_∑ - издержки всей сети;

И_{∑.о.р а.}- издержки амортизацию, обслуживание и ремонт;

И_{∑потери ээ} - издержки связанные с потерями электроэнергии.

И_∑а.о.р = И_а.о.р.л + И _{а.о р п/ст}

И_{∑потери ээ} =И_{потери ээВЛ} + И_{потери тр}

И_{а.о.р.вл} = а_л·к_л

а_л – ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.

И_{потери ээ} = И_{потери ээВЛ} + И_{∑потери ээтр} , где

И _{а.о р п/ст} = а _п/ст · К _п/ст

Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2.

Схема 1

З = Е_н· К_å + И_å

К_å = К_{å вл} + К_ГЭС + К_п/ст

1) К_вл = к_о· L

К_вл = к_0(400))· ℓ₁ = 97∙630 = 43470 тыс. руб.

2) К_ГЭС = К_орувн + К_тр +К _пч

К_орувн = 3·700 = 2100 тыс. руб.

К_тр = 2∙1980 = 3960 тыс. руб.

К_пч = 6800 тыс. руб.

К_ГЭС = 2100 + 3960 + 6800 = 12860 тыс. руб.

3) К_п/ст = К_{ору вн 750} +К_{тр 750} + К _{пч 750}

К_{ору вн 750} = 3·700 = 2100 тыс. руб.

К_{тр 750} = 2∙2150 = 4300 тыс. руб.

К_п/ст = 2100 + 4300 + 6800 = 13200 тыс. руб.

Тогда К_å = 48500 + 12860 + 13200 = 74560 тыс. руб.

И_å=И_{å а.о.р.} + И_{å потери ээ}

И_{å а.о.р.} = И_{å а.о.р.вл} + И_{å а.о.р. ГЭС} + И_{å а.о.р.н/ст}

И_{å а.о.р.вл} = 0,028·43470 = 1217,16 тыс. руб.

И_{å а.о.р. ГЭС} = 0,078·12860 = 1003,08 тыс. руб.

И_{å а.о.р.п/ст} = 0,084·13200 = 1108,8 тыс. руб.

И_{å а.о.р} = 1217,16 + 1003,08 + 1108,8 = 3329,04 тыс. руб.

Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

1)ΔW_л1 = ΔР _л1 τ _л1·α _t, где α _t, = 1

ΔP _л1= S²_мах/ U²_ном R_л = 1353,5² /750² 11,97 = 38,98 МВт

τ _л1= (0,124 + Т_мах./10000)² 8760

W_год= 1340∙2000 +1340∙0,7∙2500 +1340∙0,5∙2500 +1340∙0,3∙1760 = 7,408∙10⁶ МВт·ч

Т_мах = W_год/Р_мах = 7,408∙10⁶/1340 = 5528 час.

τ _л1= (0,124 + 5528/10000)² ·8760 = 4012,59 час

ΔW _л1= 38,98 · 4012,59 = 156410,8 МВт·ч

ΔW_{кор л1} = 160∙630 = 100800 МВт·ч

И_{потери ээВЛ}= З^I∙ΔW_л1 + З^II∙ΔW_{кор л1} = 2∙10^-2∙156410,8 + 1,75∙10^-2∙100800 = 4892,2 тыс. руб.

Определим издержки на потери энергии в трансформаторах:

И_{потери ээтр} = З^I∙ΔР_к.з(S_нг.мах./S_ном.т)².τ _т + З^II∙ΔР _х.х ·8760

1) Т 750/10:

И_{потери ээтр 750/10} = 2∙10^-2∙1/2∙0,8∙(1353,5_./1251)² ∙4012,59 + 1,75∙10^-2∙2·0,4·8760 = 160,22 тыс. руб.

2) Т 750/500/10:

И_{потери ээтр 750/500} = 2∙10^-2∙1/2∙0,7∙(1353,5_./1251)²∙ 4012,59 + 1,75∙10^-2∙2·0,28∙8760 = 118,73 тыс. руб.

И_{потери ээтр Σ} = 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.

И_{потери ээΣ} = И_{потери ээВЛ} + И_{потери ээтр Σ}

И_{потери ээΣ} = 4892,2 + 278,95 = 5171,15 тыс. руб.

И_∑ = И_∑а.о.р.+ И_{∑потери ээ}

И_∑ = 3329,04 + 5171,15 = 8500,19 тыс. руб.

У = ω∙Т_в∙(Р_нб – Р_рез )∙ε_н∙У_ов

ω = 0,2∙10^-2∙630 = 1,26

ε_н = (Р_нб – Р_рез )/Р_нб = (1340 – 470)/1340 = 0,649

Т_в = 1,7∙10^-3

У_ов = 4,5 тыс. руб./кВт.

У = 1,26∙1,7∙10^-3∙870∙0,649∙4,5∙1000 = 5442,47 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны:

З = Е_н· К_å + И_å + У

З₁ = 0,12·74560+ 8500,19 + 5442,47 = 22889,86 тыс. руб.

Схема 2

З = Е_н· К_å + И_å + У

К_å = К _л1 + К_ГЭС

1) К_л1 = 2∙к_0(500))· ℓ₁ = 2∙49,9∙630 = 62874 тыс. руб.

2) К_ГЭС = К_орувн + К_тр +К _пч

К_орувн = 6·260 = 1560 тыс. руб.

К_тр = 2∙932 = 1864 тыс. руб.

К_пч = 2400 тыс. руб.

К_ГЭС = 1560 + 1864 + 2400 = 5824 тыс. руб.

Тогда К_å = 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.

И_å=И_{å а.о.р.} + И_{å потери ээ}

И_{å а.о.р.} = И_{å а.о.р.вл} + И_{å а.о.р.ору вн ГЭС}

И_{å а.о.р.вл} = 0,028·62874 = 1760,472 тыс. руб.

И_{å а.о.р. ГЭС} = 0,078·5824 = 454,272 тыс. руб.

И_{å а.о.р} = 1760,472 + 454,272 = 2214,744 тыс. руб.

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

ΔW_л1 = ΔР _л1· τ _л1 · α _t, где α _t, = 1

ΔP _л1= (S²_мах/ U²_ном )∙ 0,5R_л = 1353,5² /500² ·0,5·9,135 = 33,47 МВт

W_год = 7,408∙10⁶ МВт·ч

Т_мах = W_год/Р_мах = 7,408∙10⁶ /1340 = 5528 час.

τ _л1= (0,124 + 5528/10000)² ·8760 = 4012,5 час

ΔW _л1= 33,47 · 4012,5 = 134298,37 МВт·ч

ΔW_{кор л1} = 2∙60∙630 = 75600 МВт·ч

З^I = 2 коп/(кВт∙час), З^II = 1,75 коп/(кВт∙час)

И_{потери ээВЛ}= З^I∙ΔW_л1 + З^II∙ΔW_{кор л1} = 2∙10^-2∙134298,37+ 1,75∙10^-2∙75600 = 4008,97 тыс. руб.

2) Определим издержки на потери энергии в трансформаторе 500/10:

И_{потери ээтр} = З^I∙ΔР _к.з(S_нг.мах./S_ном.т)².τ _т + З^II∙ΔР _х.х ·8760

И_{потери ээ тр} = 2∙10^-2∙1/2∙2(1353,5_./2000)²∙4012,5+1,75∙10^-2∙2∙0,6·8760 = 220,714 тыс. руб.

И_{потери ээΣ} = И_{потери ээВЛ} + И_{потери ээтр}

И_{потери ээΣ} = 4008,97 + 220,714 = 4229,684 тыс. руб.

И_∑ = И_∑а.о.р.+ И_{∑потери ээ}

И_∑ = 2214,744 + 4229,684 = 6444,428 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:

З₂ = 0,12·68698 + 6444,428 = 14688,188 тыс. руб.

Сравним приведенные затраты для схем 1 и 2

З₁ = 22889,86 тыс. руб_.. З₂ = 14688,188 тыс. руб.

Оценим эту разницу в %: ε = (22889,86 – 14688,188) ·100% /22889,86 = 36%

Т.о. схема 2 обходится значительно дешевле, нежели схема 1, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 2 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.

Рис 2.3 Схема замещения электропередачи.

Рассчитаем параметры схемы замещения.

Линия 13АС 330/43.

Сопротивления на одну цепь:

R_л1 = К_R∙ℓ∙r₀ = (1 – (0,664)²/3)∙630∙0,029 = 15,58 Ом

X_л1 = К_Х∙ℓ∙x₀ =(1 – (0,664)²/6)∙630∙0,308 = 179,78 Ом

В_л1 = К_В∙ℓ∙b₀ =(1 + (0,664)²/12)∙630∙3,6∙10^–6 = 2,351 ∙10^–3 См

Где 0,664 = β₀∙ℓ , где ℓ = 630 км и

Линия 23АС 330/43.

Сопротивления на одну цепь:

R_л1 = К_R∙ℓ∙r₀ = (1 – (0,443)²/3)∙420∙0,029 = 11,38 Ом

X_л1 = К_Х∙ℓ∙x₀ =(1 – (0,443)²/6)∙420∙0,308 = 125,13 Ом

В_л1 = К_В∙ℓ∙b₀ =(1 + (0,443)²/12)∙420∙3,6∙10^–6 = 1,537∙10^–3 См

Где 0,443 = β₀∙ℓ , где ℓ = 420 км.

3. Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи

Произведём расчёт линии 2.

Произведём проверку режима:

1) U_ННдоп^min= 10,45кВ НН = 10,46 кВ < U_ННдоп^max=11,55кВ

2) U_СН^max = 195,5≤ U_СН = 228,731≤ U_СНдоп^max = 264,5кВ

3) U_Гдоп^min=14,96 кВ < U_г = 15,104 кВ < U_Гдоп^max=16,54 кВ

4) cosφ_г = 0,956 > cosφ_гном = 0,85

5) k_з1 = 124,5 % >20% ; k_з2 = 197,49 % >20%

k_з1 = (Р_пр1 – Р₀)/ Р₀ = (U₁∙U₂/X_л1 – Р₀)/Р₀ = (525∙515/89,89 – 1340)/1340 = 124,5 %

k_з2 = (Р_пр2– Р₀)/ Р₀ = (U₂∙U_сис/X_л2– Р_сис)/Р_сис = (515∙492,533/125,13– 681,421)/681,421 = 197,49 %

Расчёт режима наименьшей передаваемой мощности

По условию в данном режиме, мощности, передаваемые по линиям, составляют 30 % номинальных. Поэтому в режиме НМ отключена одна из цепей на головной ВЛ, одна из групп АОДЦТН 167000/500/220 на промежуточной подстанции, один блок на ГЭС и устройства УПК.

С целью поднятия напряжения на шинах ГЭС и подстанции предусмотрена установка двух групп реакторов 3xРОДЦ – 60/500 в начале головной линии и одной группы в конце.

В данном режиме U₁ = 500 кВ.

Зададимся напряжением: U2 = 500 кВ и произведём расчёт режима НМ.

Произведём расчёт линии 2.

Учитывая посадку напряжения на шинах системы, устанавливаем группу реакторов 3хРОДЦ – 60/500.

Произведём проверку режима

1) U_ННдоп^min= 10,45кВ НН = 10,869 кВ < U_ННдоп^max= 11,55кВ

2) U_СН = 195,5< U_СН^max = 227,826СНдоп^max= 264,5кВ

3) U_Гдоп^min=14,96 кВ < U_г = 15,135 кВ < U_Гдоп^max= 16,54 кВ

4) cosφ_г = 0,98 > cosφ_гном = 0,85

5) k_з1 = 245,9 % >20%; k_з2 = 838 %>20%

k_з1 =(Р_пр1 – Р₀)/ Р₀ = (U₁∙U₂/X_л1 – Р₀)/Р₀ =(500∙500/179,78 – 402)/402 = 245,9 %

k_з2 = (Р_пр2– Р₀)/ Р₀ =(U₂∙U_сис/X_л2– Р_сис)/Р_сис=(500∙488,1/125,13 – 207,9)/207,9 = 838 %

Расчёт послеаварийного режима

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

При этом по линии Л-1 протекает мощность P₀ = 1340 МВт, что больше натуральной мощности линии 500кВ (P_c=852,82МВт), поэтому принимаем напряжение в начале линии U₁ = 1,05∙U_ном = 525 кВ; учтём резерв и УПК.

Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U₂ = 490 кВ.

Для выработки необходимой реактивной мощности предусматривается установка двух СК типа КСВБ0-100-11.

В данном случае считаем, что вторая линия генерирует часть своей зарядной мощности на подстанцию, соответственно другая её часть поступает в систему.

Произведём проверку режима:

1) U_ННдоп^min= 10,45кВ НН = 10,524 кВ < U_ННдоп^max=11,55кВ

2) U_СН = 195,5 кВ < U_СН = 231,364 кВ < U_СНдоп^max= 264,5кВ

3) U_Гдоп^min=14,96 кВ < U_г = 16,04 кВ < U_Гдоп^max=16,54 кВ

4) cosφ_гном = 0,961 > cosφ_гном = 0,85

5) k_з1=64,27 % >20 %; k_з2=509%>20%

k_з1 =(Р_пр1 – Р₀)/ Р₀ = (U₁∙U₂/X_л1 – Р₀)/Р₀ =(525∙490/87 –1800)/1800 = 64,27 %

k_з2 = (Р_пр2– Р₀)/ Р₀ =(U₂∙U_сис/X_л2– Р_сис)/Р_сис=(490∙481,88/66,82 – 580)/580 = 509 %

Рассчитанные основные рабочие режимы электропередачи требуют установки

УПК 40%, двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-100-11, одной группы реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 1 и трёх групп реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 2

Расчёт режима синхронизации на шинах промежуточной подстанции

Рис 3.1 Схема замещения электропередачи в режиме 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 :

Принимаем Р_{системы} = 1,05∙Р_п/ст = 1,05∙1100 = 1155 МВт, U_сис = 510 кВ

Р′′_л2 = Р_{системы} – ΔР_к2/2 = 1155 – 6,3/2 = 1151,85 МВт

Q′′_л2 = Q′′_з2/2 = U_сис²∙Y₂/2 = 474,42 Мвар

Определим значение Q′′_л2, при котором U₂ будет не более 500 кВ.

Q′′_л2 = ((U_сис – U₂)∙ U_сис – Р′′_л2∙R2)/X2 = ((510 – 500)∙510 – 1151,85∙7,015)/66,82

Q′′_л2 = – 44,6 Мвар

Устанавливаем в конце второй линии три группы реакторов 3∙РОДЦ – 60 общей мощностью 3∙180∙( U_сис/525)² = 509,58 Мвар

Q′′_л2 = 474,42 – 509,58 = – 35,58 Мвар

Р′_л2 = Р′′_л2 – (Р′′_л2² + Q′′_л2²)∙ R2/ U_сис² = 1151,85 – (1151,85² + 35,58²)∙ 7,015/ 510²

Р′_л2 = 1116 МВт

Q′_л2 = Q′′_л2 – (Р′′_л2² + Q′′_л2²)∙ Х2/ U_сис² = –35,58 – (1151,85² + 35,58²)∙ 66,82/ 510²

Q′_л2 = – 376,75

U₂ = U_сис – ( Р′′_л2∙R2+ Q′′_л2∙X2)/ U_сис = 510 – (1151,85 ∙7,015– 35,58 ∙66,82)/510

U₂ = 498,86 кВ.

Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.

Р_ат = Р′_л2 – ΔР_к2/2 = 1116 – 6,3/2 = 1112,85 МВт

Q_ат = Q′_л2 + U₂²∙Y₂/2 = – 376,75 + 498,82²∙3, 648∙10^-3/2 = 77,1 Мвар

Оставшийся дефицит реактивной мощности покрывают два синхронных компенсатора установленных ранее по условию работы электропередачи в режиме наибольших нагрузок.

U_нн = 11,045 < 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 = 498,86 кВ.

U₂ = U₁/cos(β₀∙L) = 525/ cos(1,052∙10^–3∙500∙180/3,14) = 607,15 кВ

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

Определим необходимое количество этих реакторов:

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

Тогда

Что равно напряжению на шинах промежуточной подстанции, питающейся от системы.

Определим возможность существования такого режима для генератора.

а) ЛЭП – 1

Q_р= 2∙180∙ (U_2хх/525)² = 2∙180∙ (497,868/525)² = 323,75 Мвар

Q′′_л1 = Q_р – U_2хх²∙Y₁/2 = 323,75 – 497,868²∙1,862∙10^–3/2 = 92,98 Мвар

Q′_л1 = Q′′_л1 + Q′′_л1²∙Х₁/ U_2хх² = 92,28 + 92,28²∙145/ 497,868² = 97,26 Мвар

Q_л1 = Q′_л1 – U₁²∙Y₁/2 = 97,26 – 525²∙1,862∙10^–3/2 = –159,35 Мвар

Для уменьшения U_г ставим в начале головной линии одну группу реакторов 3∙РОДЦ – 60 общей мощностью в 180 Мвар.

Тогда Q_л1 = –159,35 + 180 = 20,65 Мвар.

Q_г = Q_л1 + Q_л1²∙Х_т1/ U₁² = 20,65 + 20,65²∙61,3/525² = 20,745 Мвар

I_г = 0,764 кА < I_{г ном} = 10,997 кА

Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Х_с = 1/(j∙Y₁/2) = 1/( j∙1,862∙10^–3/2) = – j∙1074,11 Ом

Х_р = j∙ U_ном²/Q_р = j∙ 525²/180 = j∙1531,25 Ом

Х₁ = Z_л1+Х_с∙Х_р/(Х_с+Х_р)= 9,08+ j∙145– j∙1074,11∙ j∙1531,25/(–j∙1074,11+j∙1531,25)

Х₁ = 9,08 – j∙819,26 Ом

Z_внеш=Х_с∙Х₁/(Х_с+Х₁) = – j∙1074,11∙(9,08–j∙819,26) /(– j∙1074,11+ 9,08– j∙819,26)

Z_внеш = 0,511 – j∙819,26 Ом

Х_d = Х_d∙U_ном²/S_ном + j∙Х_т1= j∙1,31∙500²/353 + j∙61,3 = j 989 Ом

Z_вн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.

Т.к. X_d= 989 Ом < X_вн = 819,26 Ом, то рабочая точка попадает в зону самовозбуждения.

Для устранения самовозбуждения установим ещё одну группу реакторов

в начале головной линии.

Тогда Q_л1 = –159,35 + 360 = 200,65 Мвар.

Q_г = Q_л1 + Q_л1²∙Х_т1/ U₁² = 200,65 + 200,65 ²∙61,3/525² = 209,6 Мвар

Напряжение генератора находится в допустимых пределах.

I_г =8,04 кА < I_{г ном} = 10,997 кА

Следовательно, генератор не перегружен по току. Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Х_с = 1/(j∙Y₁/2) = 1/( j∙1,862∙10^–3/2) = – j∙1074,11 Ом

Х_р = j∙ U_ном²/(2∙Q_р) = j∙ 525²/360 = j∙765,625 Ом

Х₁ = Z_л1+Х_с∙Х_р/(Х_с+Х_р)= 9,08+ j∙145– j∙1074,11∙ j∙1531,25/(–j∙1074,11+j∙765,625)

Х₁ = 9,08 + j∙2,811 Ом

Z_внеш=Х_с∙Х₁/(Х_с+Х₁)+j∙Х_т1= – j∙1074,11∙(9,08 + j∙2,811) /(– j∙1074,11+ 9,08 + j∙2,811)

Z_внеш = 3,473 – j∙1738+ j∙61,3 = 0.511 – j∙1677

Х_d = Х_d∙U_ном²/S_ном = 1,31∙500²/353 = 927,76 Ом

Z_вн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора, но т.к. X_d= 989 вн = 1677Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.