Линия электропередачи напряжением 500 кВ

сosφсис = cos(arctg) = 0,827

Произведём проверку режима:

1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,65 кВ < UННдопmax=11,55кВ

2) UСН = 229,6≤ UСНдопmax= 253 кВ

3) UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 15,16 кВ < UГдопmax=16,54 кВ

cosφгном = 0,97 > cosφгном = 0,85

2.4.3 Расчёт послеаварийного

режима

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

При этом по линии Л-1 протекает мощность P0 = 1020 МВт, что больше натуральной мощности линии 500кВ, поэтому принимаем напряжение в начале линии U1 = 1,05∙Uном = 525 кВ; учтём УПК (Х1(УПК) = 0,6·Х1)

Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U2 = 500 кВ.

Параметры элементов схемы замещения:

ЛЭП 1: R1 = 15,49 Ом; Х1 = 149,665·0,6 = 89,8 Ом;

Y1 = 2,111·10-3 См ΔРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;

Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5/4 = 22,375 Ом

Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

Z1 = R1 + jX1 = 15,49 + j89,8; |Z1| = 91,1 Ом

Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.011

α11 = α12 =arcsin(R1/|Z1|) = arcsin(15,49/150,46) = 5.91º

δ1 = 19,86º

Q’л1 = U12· Y11·cos α11 - U1· U2 ·Y11·cos (δ1 - α12) = 144,4 МВар

Qл1 = Q’л1 - U12· Y1/2 = 144,4 – 5252 ·92,11·10-3 /2 = -146,5 МВар

Р’л1 = Р0 - ΔРК/2 = 1020 – 4,08/2 = 1018 МВт

Uг = == 15,563 кВ

сosφг = =

== 0,998

ΔРл1 = 59,4 МВт

ΔQл1 = 344,4 МВAp

P”л1 = Р’л1 – ΔРл1 = 1018 – 59,4 = 958,6 МВт

Q”л1 = Q’л1 – ΔQл1 = 144,4 – 344,4 = -200 МВАр

Р2 = P”л1 - ΔРК1/2 = 958,6 – 4,08/2 = 956,5 МВт

Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2 = -200 + 5002·2,11·10-3 /2 = 63,9 МВAp

Pсис = Р2 – Рпс = 956,5 – 520 = 436,5 МВт

Рат = Рпс = 520 МВт

Примем : Qсис = 100 МВAp

Qат = Q2 – Qсис =63,9 – (-100) = 163,9 МВAp

Q’ат = Qат - 163,9 - ·30,55= 127,5 МВAp

U’2 = U2 – Q’ат·Xt2 /U2= 500 – 127,5·30,55/500 = 492,2 кВ

Uсн = U’2·230/500 = 226,4 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс - Рн = 520 – 10 = 510 МВт

Qатс = Ратс· tgφпс =510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp

Q’нн = Q’ат - Qатс = 127,5 – 148,75 = -21,2 МВAp

Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = -21,3 МВAp

Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 10,5 кВ

Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11.

Произведём расчёт линии Л – 2.

Рл2 = Pсис - ΔРК2/2 = 436,5 – 3,04/2 = 435 МВт

Q’л2 = Qсис + U22· Y2/2 = -100 + 5002·1,543·10-3/2 = 92,9 МВАр

ΔРл2 = = 9,6 МВт

ΔQл2 = 90,5 МВAp

P’сис = Рл2 – ΔРл2 = 435 – 9,6 = 425,4 МВт

Q’сис = Q’л2 – ΔQл2 = 92,9 – 90,5 = 2,4 МВАр

Uсис = = 491,1 кВ

Q”сис = Q’сис + Uсис2· Y2/2 = 2,4 + 491,12·1,543·10-3/2 = 187 МВAp

сosφсис = cos(arctg) = 0,91

Произведём проверку режима:

1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,5 кВ < UННдопmax=11,55кВ

2) UСН = 226,4≤ UСНдопmax= 253 кВ

3) UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 15,56 кВ < UГдопmax=16,54 кВ

4) cosφгном = 0,91 > cosφгном = 0,85

Рассчитанные основные рабочие режимы электропередачи требуют установки УПК 40%, двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11, трех групп реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 1, одной группы реакторов 3∙РОДЦ – 60 в конце линии 1 и двух групп реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 2.

2.4.4 Расчёт режима 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:

ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;

Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

Примем Р3 = 1,05·РПС = 546 МВт; Q3 = 0

Uсис = 510 кВ

Р”л2 = P3 - ΔРК2/2 = 546 – 3,04/2 = 544,5 МВт

Q”л2 = U22· Y2/2 = 5002·1,543·10-3/2 = 208,6 МВАр

Определим значение реактивной мощности, при которой напряжение U2 не будет превышать 500 кВ.

Q”л2 =-13,3 МВАр

Устанавливаем в конце второй линии группу реакторов 3·РОДЦ-60

Qp = 180·(Uсис/525)2 = 180·(510/525)2 = 169,8 МВАр

Q”л2 = Q”л2 – Qp = 208,6 – 169,8 = 38,7 МВАр

ΔР”л2 = = 13,9 МВт

ΔQ”л2 = 130.9 МВAp

Р’л2= Р”л2 – ΔР”л2 = 544.5 – 13,9 = 530,6 МВт

Q’л2 = Q”л2 – ΔQ”л2 = 38,7 – 130,9 = -92,2 МВАр

U2 = = 488,3 кВ

Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.

Рат = Р’л2 - ΔРК2/2 = 530,6 – 3,04/2 = 529 МВт

Qат = Q’л2 + U22· Y2/2 = -92,2 + 488,32·1,543·10-3/2 = 91,8 МВАр

Q’ат = Qат - = 54,8 МВАр

U’2 = = 482,5 кВ

Uсн = U’2 ·230/500 = 222 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рат - Рн = 529 – 10 = 519 МВт

Qатс = Ратс· tgφпс =519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp

Q’нн = Q’ат - Qатс = 54,8 – 151,4 = -96,6 МВAp

Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = -98,9 МВAp

Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 10,46 кВ

Оставшийся дефицит реактивной мощности покрывают два синхронных компенсатора установленных ранее.

Uнн = 10,46 < Umaxск = 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.

 Скачать реферат