Балансирование генерируемой и потребляемой реактивной мощности на шинах промежуточной подстанции
НИУ «МЭИ»
Институт электроэнергетики
Кафедра электроэнергетических систем
Курсовой проект по дисциплине
«Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения»
Тема проекта:
«ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ СВН»
Студент: СуховА.А.
Группа: Э-07-09
Руководитель: Дичина О.В.
Москва 2014.
Оглавление
ВВЕДЕНИЕ. 3
1. СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ ВОЗМОЖНОГО ВЫПОЛНЕНИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И ВЫБОР САМОГО ВЫГОДНОГО. 4
1.1. Число цепей, номинальное напряжение и сечение проводов воздушных линий. 4
1.2. Балансирование генерируемой и потребляемой реактивной мощности на шинах промежуточной подстанции. 21
1.3. Проверка апериодической статической устойчивости электропередачи. 42
1.4. Схемы электрических соединений и оборудование открытых распределительных устройств (ОРУ) электростанции, промежуточной и концевой подстанции. 60
1.5. Технико-экономическое сравнение вариантов выполнения электропередачи и выбор целесообразного. 66
2. РАСЧЕТЫ ОСНОВНЫХ РАБОЧИХ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ.. 73
2.1. Расчет режима наибольшей передаваемой мощности. Определение целесообразного перепада напряжения на концах головного участка электропередачи. 74
2.2. Расчет режима малых нагрузок. Мероприятия по компенсации зарядной мощности электропередачи. 91
2.3. Расчет послеаварийного режима. 100
3. РАСЧЕТЫ СИНХРОНИЗАЦИОННЫХ РЕЖИМОВ ПЕРЕДАЧИ.. 105
3.1. Расчет режима при синхронизации на шинах промежуточной подстанции. 106
|
|
|
3.2. Расчет режима при синхронизации на шинах передающей станции. 114
4. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СПРОЕКТИРОВАННОЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ.. 121
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.. 126
ВВЕДЕНИЕ
В данной работе выполняется проект электропередачи переменного тока сверхвысокого напряжения от удалённой электростанции в приёмную систему. Эта электропередача имеет одну промежуточную подстанцию с отбором мощности. Проект условно разделён на две части: проектную и расчётную.
В первой выполняется формирование перспективных вариантов схемы электропередачи, выбор основного оборудования для этих вариантов, их сравнение по приведённым затратам и выбор оптимального с экономической точки зрения варианта. Необходимость составления альтернативных или дополняющих друг друга вариантов схемы сети обуславливается тем, что основные типы схем обладают различными, часто конкурирующими техническими и технико-экономическими показателями (при сооружении, эксплуатации и т.п.).
Во второй – для выбранного варианта рассчитываются режимы наибольшей и наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный режим и режимы синхронизации; производится выбор вспомогательного оборудования и оценка технико-экономических показателей спроектированной электропередачи.
|
|
|
СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ ВОЗМОЖНОГО ВЫПОЛНЕНИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И ВЫБОР САМОГО ВЫГОДНОГО.
Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор целесообразного, исходя из наименьших приведенных затрат, предполагает, что технические возможности этих вариантов равнозначны. Поэтому при рассмотрении вариантов возможного выполнения электропередачи необходимо обеспечивать их равноценную надежность и пропускную способность за счет применения соответствующего основного и дополнительного оборудования и автоматических устройств.
Число цепей, номинальное напряжение и сечение проводов воздушных линий.
Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию обоснованно надежного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приемной системы, обеспечиваемых энергией от электростанции.
Для ориентировочного определения величины экономически целесообразного напряжения ЛЭП ( 
) используется формула Илларионова:
где 
– длина участка линии, км; 
- максимальная передаваемая активная мощность на одну цепь, МВт.
|
|
|
Согласно заданию, оперативный резерв мощности приемной системы превышает наибольшую мощность промежуточной подстанции: 
,где 
МВт, 
МВт. Таким образом, на обоих участках электропередачи допустимо сооружение одноцепной ВЛ, но возникнет ущерб от недоотпуска электроэнергии в систему при аварии, который следует учесть при технико-экономическом сопоставлении вариантов.
Для определения максимального перетока мощности по второму участку необходимо учесть годовые графики выдачи мощности ЭС и потребления мощности на ПС. В данной работе годовые графики выдачи мощности ЭС и нагрузки ПС имеют вид:
Рис.1. Годовой график распределения мощности на ПС и ЭС.
Графики выработки мощности генераторами КЭСи потребления мощности на промежуточной ПС в процентах заданы в задании.
Приведем расчет мощности, передаваемой по первому и второму участку для января.
Мощность, передаваемая по первому участку:
мощность, потребляемая ПС:
мощность, передаваемая по второму участку:
Результаты сведем в таблицу 1.1.
Таблица 1.1. Рассчитанные перетоки мощностей
| месяцы |
% |  ,
МВт
|  ,
%
| ,
МВт
|  ,
МВт
| ||
| январь
| 100 | 1230 | 100 | 530 | 700 | ||
| февраль | 100 | 1230 | 100 | 530 | 700 | ||
| март | 80 | 984 | 90 | 477 | 507 | ||
| апрель | 60 | 738 | 80 | 424 | 314 | ||
| май | 50 | 615 | 60 | 318 | 297 | ||
| июнь | 50 | 615 | 50 | 265 | 350 | ||
| июль | 50 | 615 | 40 | 212 | 403 | ||
| август | 50 | 615 | 40 | 212 | 403 | ||
| сентябрь | 60 | 738 | 50 | 265 | 473 | ||
| октябрь | 80 | 984 | 80 | 424 | 560 | ||
| ноябрь | 100 | 1230 | 90 | 477 | 753 | ||
| декабрь | 100 | 1230 | 100 | 530 | 700 |
Число часов использования наибольшей нагрузки первого участка:
Число часов использования наибольшей нагрузки второго участка:
По результатам расчетов можно видеть, что наибольшая передаваемая мощность по второму участку равна 
.
Оценим напряжения по формуле Илларионова
Первый участок: 
км, 
МВт
Одноцепное исполнение:
Двухцепное исполнение:
Второй участок: 
км, 
МВт
Одноцепное исполнение:
Двухцепное исполнение:
В соответствии с полученными значениями экономически целесообразных напряжений 
можно рассмотреть следующие варианты сооружения ЛЭП:
Рис.1. Вариант 1.
Рис.2. Вариант 2.
В рассматриваемых вариантах схемы сети используются только двухцепные (многоцепные) линии как на первом, так и на втором участках линии, т.к. передача электроэнергии осуществляется от АЭС. АЭС работает в базисе графика нагрузки. В связи с этим необходимо постоянно выдавать заданную мощность, а при использовании одноцепной линии на любом из участков электропередачи, в случае аварии на ней, это будет сделать невозможно.
Выбор сечения проводов ЛЭП
Сооружение электропередачи ведется на Северо-Западе (Калининград). Климатические данные района сооружения представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1. Справочные данные по температурам, ветровым и гололедным районам ([1], таблица П1).
| Температура, °C | Ветровой район | Гололедный район | ||
| Среднеянварская | Среднегодовая | Среднеиюльская | ||
| -3,4 | 6,8 | 17,4 | II | II |
Определяется загрузка каждого из участков.
На данном этапе можно использовать усредненные значения волновых сопротивлений линий разных классов напряжения:
750 кВ – 270 Ом;
500 кВ – 290 Ом;
330 кВ – 310 Ом.
Коэффициент изменения фазы принимается равным 
.
Рассмотрим вариант 1.
Первый участок: ВЛ 500 кВ – промежуточная ПС.
Волновая длина линии:
Значение базисной мощности:
Передаваемая активная мощность на одну цепь в долях от базисной:
Второй участок: ВЛ 500 кВ промежуточная ПС – приёмная система.
Волновая длина линии:
Значение базисной мощности:
Передаваемая активная мощность на одну цепь в долях от базисной:
Рассмотрим вариант 2.
Первый участок: ВЛ 750 кВ – промежуточная ПС.
Передаваемая активная мощность на одну цепь в долях от базисной:
Второй участок: ВЛ 500 кВ промежуточная ПС – приёмная система.
Значение базисной мощности:
Передаваемая активная мощность на одну цепь в долях от базисной:
Полученные результаты сводим в таблицу 1.2.
Таблица 1.2. Загрузка участков электропередачи различных вариантов.
|
| 1 участок | 2 участок | |
| Вариант |  , о.е.
|  ,о.е.
| |
| 1 | 1 | 
|
|
| 2 |
| 1,377 | |
| 3 | 1,083 | ||
| 2 | 1 |
|
|
| 2 | 0,672 | 1,377 |
Количество и сечение проводов в фазе линии определяются фазным током линии и конструкцией фазы. Для освоенных классов напряжения задача сводится лишь к выбору сечения сталеалюминиевых проводов.
Сечение провода в фазе определяется по формуле:
Где 
нормированное значение плотности тока для ВЛ, табл.3.12 [1].
Необходимо учитывать при этом существующие ограничения минимальных сечений проводов по условиям короны для различных номинальных напряжений.
Под расчетным током линии понимается ток, соответствующий режиму наибольших нагрузок на пятом году ее эксплуатации, умноженный на два поправочных коэффициента, один из которых учитывает изменение токовой нагрузки по годам эксплуатации линии 
, другой – совпадение максимумов нагрузки приемной системы и линии – 
:
Для первого участка (станция – промежуточная подстанция) принимаем ток по годам эксплуатации неизменным, тогда 
.
Мощность передаваемая в систему: 
Эта мощность меняется по годам эксплуатации по следующему закону:
где 
– год эксплуатации, 
.
Согласно [3] коэффициент, учитывающий изменение токовой нагрузки по годам эксплуатации:
Ток пятого года эксплуатации вычисляется как ток конца участка линии, если наибольшая передаваемая мощность превышает натуральную, а также в тех случаях, когда эта мощность меньше натуральной, но при условии, что 
(базисная мощность – натуральная, 
– волновая длина участка в радианах). В других случаях этот ток находят как среднеквадратичный [3].
Величина реактивной мощности в конце каждой линии определяется по уравнениям круговых диаграмм.
Также следует учитывать, что для ВЛ с расщепленными фазами экономически целесообразно применение сталеалюминиевых проводов облегченной конструкции с отношением стандартных сечений алюминия и стали 8/1, за исключением районов с сильными гололедными нагрузками ( 
.
Вариант 1.
Первый участок: ВЛ 500 кВ– промежуточная ПС.
Наибольшая передаваемая мощность больше натуральной, следовательно, ток пятого года эксплуатации вычисляем как ток конца участка линии.
Реактивная мощность в конце линии:
Полная мощность в конце участка:
Ток в конце участка:
Расчетный ток линии:
Расчетное значение сечения одного провода в фазе, соответствующее нормированной плотности тока при 
:
После учета существующих ограничений (в том числе п.2.5.80 ПУЭ) минимальных сечений проводов по условиям короны и радиопомех выбираем провод марки 3×(АС 500/64).
Выбранные сечения подлежат проверке на допустимость токовой нагрузки по нагреву в послеаварийных режимах при отключениях одной из цепей трехцепной линий на участках электропередачи. Здесь также следует учитывать отличие температуры воздуха заданного района от 25 
.
Для провода марки АС 500/64:
Т.к. проверка производится в режиме наибольших нагрузок, то есть при среднегодовой температуре, которая для Калининграда равна: 
, и следовательно, отличается от расчетной, необходимо рассчитать поправочный коэффициент на температуру воздуха.
Поправочный коэффициент на температуру воздуха:
Ток послеаварийного режима первого участка:
Следовательно, проверка по условию длительно-допустимого нагрева выполняется, и сечение менять не надо.
Второй участок: ВЛ 500 кВ промежуточная ПС – приёмная система.
Значение наибольшей передаваемой мощности на втором участке достигается в осенний период года (сентябрь). Также, учитывая, что мощность, потребляемая подстанцией, изменяется по годам эксплуатации необходимо рассчитать коэффициент , учитывающий изменение токовой нагрузки.
Рассмотрим первый год эксплуатации сооружаемой электропередачи.
Мощность, потребляемая подстанцией:
Наибольшая мощность, передаваемая по второму участку:
Наибольшая передаваемая мощность больше натуральной, следовательно, ток первого года эксплуатации вычисляем как ток конца участка линии.
Реактивная мощность в конце линии:
Полная мощность в конце участка:
Ток в конце участка:
Расчет наибольшего тока остальных годов эксплуатации ведется аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 2.2.
Расчетный ток линии:
Расчетное значение сечения одного провода в фазе, соответствующее нормированной плотности тока при 
:
После учета существующих ограничений минимальных сечений проводов по условиям короны и радиопомех выбираем провод марки 3×(АС 500/64).
Выбранные сечения подлежат проверке на допустимость токовой нагрузки по нагреву в послеаварийных режимах при отключениях одной из цепей двухцепных линий на участках электропередачи. Здесь также следует учитывать отличие температуры воздуха заданного района от 25 .
Для провода марки АС 500/64:
Т.к. проверка производится в режиме наибольших нагрузок, то есть при среднегодовой температуре, которая для Калининграда равна: , и следовательно, отличается от расчетной, необходимо рассчитать поправочный коэффициент на температуру воздуха.
Поправочный коэффициент на температуру воздуха:
Ток послеаварийного режима первого участка:
Следовательно, проверка по условию длительно-допустимого нагрева выполняется, и сечение менять нет необходимости.
Таблица 2.2.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
| 253,84 | 324,28 | 371,49 | 403,15 | 424,36 | 438,58 | 448,12 | 454,51 | 458,79 | 461,66 | 463,59 | 464,88 | 465,74 | 466,32 |
| 2546,17 | 2475,72 | 2428,51 | 2396,86 | 2375,64 | 2361,42 | 2351,88 | 2345,49 | 2341,21 | 2338,34 | 2336,41 | 2335,12 | 2334,26 | 233,68 |
| 1,477 | 1,436 | 1,406 | 1,39 | 1,378 | 1,37 | 1,364 | 1,36 | 1,358 | 1,356 | 1,355 | 1,354 | 1,354 | 1,354 |
| -0,148 | -0,133 | -0,123 | -0,116 | -0,112 | -0,109 | 0,107 | -0,106 | -0,105 | -0,104 | -0,104 | -0,104 | -0,104 | -0,104 |
| -127,33 | -114,28 | -105,77 | -100,16 | -96,45 | -93,99 | -92,34 | -91,25 | -90,51 | -90,02 | -89,69 | -89,47 | -89,32 | -89,23 |
| 1279,43 | 1243,13 | 1218,85 | 1202,61 | 1191,73 | 1184,44 | 1179,56 | 1176,29 | 1174,10 | 1172,63 | 1171,65 | 1170,99 | 1170,54 | 1170,25 |
| 1477,36 | 1435,44 | 1407,41 | 1388,65 | 1376,09 | 1367,68 | 1362,04 | 1358,26 | 1355,73 | 1354,04 | 1352,14 | 1352,14 | 1351,63 | 1351,28 |
| 1,074 | 1,043 | 1,023 | 1,009 | 1,000 | 0,994 | 0,990 | 0,987 | 0,985 | 0,984 | 0,983 | 0,983 | 0,982 | 0,982 |
| 0,909 | 0,826 | 0,751 | 0,683 | 0,621 | 0,564 | 0,513 | 0,467 | 0,424 | 0,386 | 0,35 | 0,319 | 0,29 | 0,263 |
| 1,048 | 0,899 | 0,786 | 0,696 | 0,621 | 0,557 | 0,503 | 0,455 | 0,412 | 0,374 | 0,338 | 0,308 | 0,280 | 0,254 |
Вариант 2.
Первый участок: ВЛ 750 кВ АЭС – промежуточная ПС.
Наибольшая передаваемая мощность меньше натуральной, носоотношение
следовательно, ток пятого года эксплуатации вычисляем как ток конца участка линии.
Реактивная мощность в конце линии:
Полная мощность в конце участка:
Ток в конце участка:
Расчетный ток линии:
Расчетное значение сечения одного провода в фазе, соответствующее нормированной плотности тока при :
После учета существующих ограничений (в том числе п.2.5.80 ПУЭ) минимальных сечений проводов по условиям короны и радиопомех выбираем провод марки 4×(АС 500/64).
Выбранные сечения подлежат проверке на допустимость токовой нагрузки по нагреву в послеаварийных режимах при отключениях одной из цепей двухцепных линий на участках электропередачи. Здесь также следует учитывать отличие температуры воздуха заданного района от 25 .
Для провода марки АС 500/64:
Т.к. проверка производится в режиме наибольших нагрузок, то есть при среднегодовой температуре, которая для Калининграда равна: , и следовательно, отличается от расчетной, необходимо рассчитать поправочный коэффициент на температуру воздуха.
Поправочный коэффициент на температуру воздуха:
Ток послеаварийного режима первого участка:
Следовательно, проверка по условию длительно-допустимого нагрева выполняется, и сечение менять нет необходимости.
Второй участок: ВЛ 500 кВ промежуточная ПС – приёмная система.
Выбор проводов аналогичен выбору проводов на втором участке варианта 1.
Таблица 2.2.
|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
|
| 253,84 | 324,28 | 371,49 | 403,15 | 424,36 | 438,58 | 448,12 | 454,51 | 458,79 | 461,66 | 463,59 | 464,88 | 465,74 | 466,32 |
|
| 2546,17 | 2475,72 | 2428,51 | 2396,86 | 2375,64 | 2361,42 | 2351,88 | 2345,49 | 2341,21 | 2338,34 | 2336,41 | 2335,12 | 2334,26 | 233,68 |
|
| 1,477 | 1,436 | 1,406 | 1,39 | 1,378 | 1,37 | 1,364 | 1,36 | 1,358 | 1,356 | 1,355 | 1,354 | 1,354 | 1,354 |
|
| -0,148 | -0,133 | -0,123 | -0,116 | -0,112 | -0,109 | 0,107 | -0,106 | -0,105 | -0,104 | -0,104 | -0,104 | -0,104 | -0,104 |
|
| -127,33 | -114,28 | -105,77 | -100,16 | -96,45 | -93,99 | -92,34 | -91,25 | -90,51 | -90,02 | -89,69 | -89,47 | -89,32 | -89,23 |
|
| 1279,43 | 1243,13 | 1218,85 | 1202,61 | 1191,73 | 1184,44 | 1179,56 | 1176,29 | 1174,10 | 1172,63 | 1171,65 | 1170,99 | 1170,54 | 1170,25 |
|
| 1477,36 | 1435,44 | 1407,41 | 1388,65 | 1376,09 | 1367,68 | 1362,04 | 1358,26 | 1355,73 | 1354,04 | 1352,14 | 1352,14 | 1351,63 | 1351,28 |
|
| 1,074 | 1,043 | 1,023 | 1,009 | 1,000 | 0,994 | 0,990 | 0,987 | 0,985 | 0,984 | 0,983 | 0,983 | 0,982 | 0,982 |
|
| 0,909 | 0,826 | 0,751 | 0,683 | 0,621 | 0,564 | 0,513 | 0,467 | 0,424 | 0,386 | 0,35 | 0,319 | 0,29 | 0,263 |
|
| 1,048 | 0,899 | 0,786 | 0,696 | 0,621 | 0,557 | 0,503 | 0,455 | 0,412 | 0,374 | 0,338 | 0,308 | 0,280 | 0,254 |
Погонное значение активного сопротивления провода необходимо привести к среднеянварской и среднеиюльской температурам:
Расчетные данные линий для обоих вариантов электропередачи представлены в таблице 2.3.
Таблица 1.3. Расчетные данные линий.
| Варианты | № уч. | Марка провода | 
| 
| 
| 
| 
| 
| 
|
| Вариант 1 | 1 | 3´АС 500/64 | 500 | 3 | 0,0197 | 0,0179 | 0,0195 | 0,304 | 3,645 |
| 2 | 3´АС 500/64 | 500 | 2 | 0,0197 | 0,0179 | 0,0195 | 0,304 | 3,645 | |
| Вариант 2 | 1 | 4´АС 500/64 | 750 | 2 | 0,0148 | 0,0134 | 0,0146 | 0,303 | 3,9 |
| 2 | 3´АС 500/64 | 500 | 2 | 0,0197 | 0,0179 | 0,0195 | 0,304 | 3,645 |
Балансирование генерируемой и потребляемой реактивной мощности на шинах промежуточной подстанции.
Для двух крайних режимов (наибольших и наименьших нагрузок) проводится предварительный расчет балансов реактивной мощности на промежуточной подстанции с целью выявления необходимости установки там дополнительных компенсирующих устройств, таких как синхронные компенсаторы, шунтирующие реакторы.
При расчете используются допущения:
- значения напряжения по концам линии одинаковые;
- значение напряжения на шинах приемной системы принимается равным номинальному для всех режимов работы электропередачи;
- потери реактивной мощности в трансформаторах приблизительно оцениваются как 10% и 5% от полной мощности потребителей подстанции соответственно для режимов наибольших и наименьших нагрузок.
Вариант 1.
Режим наибольших нагрузок.
Участок: ЭС – промежуточная ПС.
, 
, 
, 
,3×АС 500/64.
Волновое сопротивление:
Коэффициент изменения фазы:
Волновая длина линии:
Базисная мощность:
Передаваемая по одной цепи активная мощность в долях от базисной:
Реактивная мощность в начале одной цепи:
Реактивная мощность в начале линии:
Для выбранного генератора ТВВ-800-2Е по PQ-диаграмме видно, что каждый генератор в состоянии потребить мощность 
в режиме НБ.
Но, так как по Методическим указаниям ФСК, потребление реактивной мощности генераторами в нормальном режиме работы недопустимо, то на шинах станции необходимо установить группу однофазных реакторов РОДЦ-60000/525.
По PQ-диаграмме для турбогенератора рис 6.19 [4] можно приближенно определить, какую реактивную мощность способны выдать турбогенераторы в данном режиме.
Из диаграммы приближенно:
Длительная работа генераторов при установке реакторов допустима.
Потери активной мощности в одной цепи:
Активная мощность в конце одной цепи:
Активная мощность в конце линии:
Реактивная мощность в конце одной цепи:
Реактивная мощность в конце линии:
Участок: промежуточная ПС – система.
, 
, 
, , 3×АС 500/64.
Волновое сопротивление:
Коэффициент изменения фазы:
Волновая длина линии:
Базисная мощность:
Активная мощность в начале линии:
Передаваемая по линии активная мощность в долях от базисной:
Реактивная мощность в начале линии:
Реактивная мощность нагрузки промежуточной ПС:
Полная мощность нагрузки промежуточной ПС:
Потери реактивной мощности в АТ:
Баланс реактивной мощности на шинах ВН промежуточной ПС:
Требуемое значение мощности, выдаваемой КУ:
На шинах 330 кВ ПС требуется вырабатывать 
. Поэтому необходима установка БСК соответствующей мощности.
Потери активной мощности в линии:
Активная мощность в конце линии:
Активная мощность в конце линии в долях от базисной:
Реактивная мощность в конце линии:
Реактивная мощность, требуемая системе:
На шинах приемной системы требуется установка КУ мощностью:
Необходимые системе 
можно получить от БСК, установленных непосредственно на шинах 330 кВ подстанций системы.
Режим наименьших нагрузок.
Участок: ЭС – промежуточная ПС.
Передаваемая по одной цепи активная мощность в долях от базисной:
Реактивная мощность в начале одной цепи:
Реактивная мощность в начале линии:
Для выбранного генератора ТВВ-800-2Е по PQ-диаграмме видно, что каждый генератор в состоянии потребить мощность в режиме НМ, но в работе остаются 3 генератора (рассматривается вывод в ремонт одного из генераторов). Так как по Методическим указаниям ФСК, потребление реактивной мощности генераторами в нормальном режиме работы недопустимо, то на шинах станции необходимо установить 2 группы однофазных реакторов РОДЦ-60000/525.
По PQ-диаграмме для турбогенератора рис 6.19 [4] можно приближенно определить, какую реактивную мощность способны выдать турбогенераторы в данном режиме.
Из диаграммы приближенно:
Длительная работа генераторов при установке реакторов допустима.
Потери активной мощности в одной цепи:
Активная мощность в конце одной цепи в долях от базисной:
Активная мощность в конце линии:
Реактивная мощность в конце одной цепи:
Реактивная мощность в конце линии:
Участок: промежуточная ПС – система.
Активная мощность в начале линии:
Передаваемая по линии активная мощность в долях от базисной:
Реактивная мощность в начале линии:
Реактивная мощность нагрузки промежуточной ПС:
Полная мощность нагрузки промежуточной ПС:
Потери реактивной мощности в АТ:
Баланс реактивной мощности на шинах ВН промежуточной ПС:
Требуемое значение мощности, выдаваемой КУ:
Отрицательная реактивная мощность 
говорит о том, что в режиме наименьших нагрузок необходимо её потреблять с помощью реакторов, которые установим на шины 330 кВ СН промежуточной ПС.
Потери активной мощности в линии:
Активная мощность в конце линии:
Активная мощность в конце линии в долях от базисной:
Реактивная мощность в конце линии:
Реактивная мощность, требуемая системе:
На шинах приемной системы требуется установка КУ мощностью:
Необходимые системе 
можно получить от БСК, установленных непосредственно на шинах 330 кВ приемной системы.
Вариант 2.
Режим наибольших нагрузок.
Участок: ЭС – промежуточная ПС.
, , , , 4×АС 500/64.
Волновое сопротивление:
Коэффициент изменения фазы:
Волновая длина линии:
Базисная мощность:
Передаваемая по одной цепи активная мощность в долях от базисной:
Реактивная мощность в начале одной цепи:
Реактивная мощность в начале линии:
Для выбранного генератора ТВВ-800-2Е по PQ-диаграмме видно, что каждый генератор в состоянии потребить мощность в режиме НБ.
Но, так как по Методическим указаниям ФСК, потребление реактивной мощности генераторами в нормальном режиме работы недопустимо, то необходимо установить 2группы однофазных реакторов РОДЦ-110000/787.
Потери активной мощности в одной цепи:
Активная мощность в конце одной цепи:
Активная мощность в конце линии:
Реактивная мощность в конце одной цепи:
Реактивная мощность в конце линии:
Участок: промежуточная ПС – система.
, , , , 3×АС 500/64.
Волновое сопротивление:
Коэффициент изменения фазы:
Волновая длина линии:
Базисная мощность:
Активная мощность в начале линии:
Передаваемая по линии активная мощность в долях от базисной:
Реактивная мощность в начале линии:
Реактивная мощность нагрузки промежуточной ПС:
Полная мощность нагрузки промежуточной ПС:
Потери реактивной мощности в АТ:
Полная мощность, передаваемая через автотрансформатор связи:
Баланс реактивной мощности на шинах ВН промежуточной ПС:
Требуемое значение мощности, выдаваемой КУ:
Необходимые 44,342 
можно получить от БСК, установленных на шинах 330 кВ промежуточной ПС.
Потери активной мощности в линии:
Активная мощность в конце линии:
Реактивная мощность в конце линии:
Реактивная мощность, требуемая системе:
На шинах приемной системы требуется установка КУ мощностью:
Необходимые системе 
можно получить от БСК, установленных непосредственно на шинах 330 кВ подстанций системы.
Режим наименьших нагрузок.
Участок: ЭС – промежуточная ПС.
Передаваемая по одной цепи активная мощность в долях от базисной:
Реактивная мощность в начале одной цепи:
Реактивная мощность в начале линии:
Для выбранного генератора ТВВ-800-2Е по PQ-диаграмме видно, что каждый генератор в состоянии потребить мощность в режиме НМ, но в работе остаются 3 генератора (рассматривается вывод в ремонт одного из генераторов). Так как по Методическим указаниям ФСК, потребление реактивной мощности генераторами в нормальном режиме работы недопустимо, то на шинах станции необходимо установить 3 группы однофазных реакторов РОДЦ-110000/787.
Потери активной мощности в одной цепи:
Активная мощность в конце одной цепи в долях от базисной:
Активная мощность в конце линии:
Реактивная мощность в конце одной цепи:
Реактивная мощность в конце линии:
Участок: промежуточная ПС – система.
Активная мощность в начале линии:
Реактивная мощность в начале линии:
Реактивная мощность нагрузки промежуточной ПС:
Полная мощность нагрузки промежуточной ПС:
Потери реактивной мощности в АТ:
Полная мощность, передаваемая через автотрансформатор связи:
Баланс реактивной мощности на шинах ВН промежуточной ПС:
Отрицательная реактивная мощность говорит о том, что в режиме наименьших нагрузок необходимо её потреблять. Поэтому установим на шины 330 кВ промежуточной ПС реакторы.
Активная мощность в начале линии:
Реактивная мощность в конце линии:
Реактивная мощность, выдаваемая системой:
На шинах приемной системы требуется установка КУ мощностью:
На шинах приемной системы требуется дополнительно выработать 
. Поэтому установим на шинах ПС приемной системы БСК.
Таблица 2.1. Режим наибольших нагрузок.
| Варианты | № уч. | 
| 
| 
| 
| 
| 
| 
| 
| 
|
| Вариант 1 | 1 | 500 | 3 | 1,078 | -54 | 3  60
| - | 1,043 | -255,273 | - |
| 2 | 500 | 2 | 1,319 | 33,182 | - | 515,6 | 1,295 | -286,029 | 1597,145 | |
| Вариант 2 | 1 | 750 | 2 | 0,694 | -695,794 | 2 3 110
| - | 0,683 | 461,381 | - |
| 2 | 500 | 2 | 1,346 | 45,371 | - | 44,342 | 1,32 | -302,698 | 1640,296 |
Таблица 2.2. Режим наименьших нагрузок.
| Варианты | № уч. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Вариант 1 | 1 | 500 | 3 | 0,809 | -370,119 | 2 3 60
| - | 0,788 | 115,743 | - |
| 2 | 500 | 2 | 0,985 | -50,442 | - | -53,308 | 0,97 | -110,161 | 1007,878 | |
| Вариант 2 | 1 | 750 | 2 | 0,52 | -891,363 | 3 3 110
| - | 0,513 | 699,47 | - |
| 2 | 500 | 2 | 1 | -96,209 | - | -545,622 | 0,985 | -117,892 | 1029,38 |
– реактивная мощность компенсирующих устройств, которую необходимо установить в начале 1 участка.
- реактивная мощность компенсирующих устройств, которую необходимо установить на шинах СН промежуточной ПС.
- реактивная мощность компенсирующих устройств, которую необходимо установить на шинах ПС приемной системы.
Дата добавления: 2018-04-05; просмотров: 460; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!