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.
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) UННдопmin= 10,45кВ <UНН = 10,869 кВ < UННдопmax= 11,55кВ
2) UСН = 195,5< UСНmax = 227,826<UСНдопmax= 264,5кВ
3) UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 15,135 кВ < UГдопmax= 16,54 кВ
4) cosφг = 0,98 > cosφгном = 0,85
5) kз1 = 245,9 % >20%; kз2 = 838 %>20%
kз1 =(Рпр1 – Р0)/ Р0 = (U1∙U2/Xл1 – Р0)/Р0 =(500∙500/179,78 – 402)/402 = 245,9 %
kз2 = (Рпр2– Р0)/ Р0 =(U2∙Uсис/Xл2– Рсис)/Рсис=(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 (Pc=852,82МВт), поэтому принимаем напряжение в начале линии U1 = 1,05∙Uном = 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) UННдопmin= 10,45кВ <UНН = 10,524 кВ < UННдопmax=11,55кВ
2) UСН = 195,5 кВ < UСН = 231,364 кВ < UСНдопmax= 264,5кВ
3) UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 16,04 кВ < UГдопmax=16,54 кВ
4) cosφгном = 0,961 > cosφгном = 0,85
5) kз1=64,27 % >20 %; kз2=509%>20%
kз1 =(Рпр1 – Р0)/ Р0 = (U1∙U2/Xл1 – Р0)/Р0 =(525∙490/87 –1800)/1800 = 64,27 %
kз2 = (Рпр2– Р0)/ Р0 =(U2∙Uсис/Xл2– Рсис)/Рсис=(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 Рсистемы = 1,05∙Рп/ст = 1,05∙1100 = 1155 МВт, Uсис = 510 кВ
Р′′л2 = Рсистемы – ΔРк2/2 = 1155 – 6,3/2 = 1151,85 МВт
Q′′л2 = Q′′з2/2 = Uсис2∙Y2/2 = 474,42 Мвар
Определим значение Q′′л2, при котором U2 будет не более 500 кВ.
Q′′л2 = [(Uсис – U2)∙ Uсис – 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∙( Uсис/525)2 = 509,58 Мвар
Q′′л2 = 474,42 – 509,58 = – 35,58 Мвар
Р′л2 = Р′′л2 – [Р′′л22 + Q′′л22]∙ R2/ Uсис2 = 1151,85 – [1151,852 + 35,582]∙ 7,015/ 5102
Р′л2 = 1116 МВт
Q′л2 = Q′′л2 – [Р′′л22 + Q′′л22]∙ Х2/ Uсис2 = –35,58 – [1151,852 + 35,582]∙ 66,82/ 5102
Q′л2 = – 376,75
U2 = Uсис – ( Р′′л2∙R2+ Q′′л2∙X2)/ Uсис = 510 – (1151,85 ∙7,015– 35,58 ∙66,82)/510
U2 = 498,86 кВ.
Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.
Рат = Р′л2 – ΔРк2/2 = 1116 – 6,3/2 = 1112,85 МВт
Qат = 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.
Uнн = 11,045 < 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.
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
Qр= 2∙180∙ (U2хх/525)2 = 2∙180∙ (497,868/525)2 = 323,75 Мвар
Q′′л1 = Qр – U2хх2∙Y1/2 = 323,75 – 497,8682∙1,862∙10–3/2 = 92,98 Мвар
Q′л1 = Q′′л1 + Q′′л12∙Х1/ U2хх2 = 92,28 + 92,282∙145/ 497,8682 = 97,26 Мвар
Qл1 = Q′л1 – U12∙Y1/2 = 97,26 – 5252∙1,862∙10–3/2 = –159,35 Мвар
Для уменьшения Uг ставим в начале головной линии одну группу реакторов 3∙РОДЦ – 60 общей мощностью в 180 Мвар.
Тогда Qл1 = –159,35 + 180 = 20,65 Мвар.
Qг = Qл1 + Qл12∙Хт1/ U12 = 20,65 + 20,652∙61,3/5252 = 20,745 Мвар
Iг = 0,764 кА < Iг ном = 10,997 кА
Исследуем возможность самовозбуждения генератора.
Хс = 1/[j∙Y1/2] = 1/[ j∙1,862∙10–3/2] = – j∙1074,11 Ом
Хр = j∙ Uном2/Qр = j∙ 5252/180 = j∙1531,25 Ом
Х1 = Zл1+Хс∙Хр/(Хс+Хр)= 9,08+ j∙145– j∙1074,11∙ j∙1531,25/(–j∙1074,11+j∙1531,25)
Х1 = 9,08 – j∙819,26 Ом
Zвнеш=Хс∙Х1/(Хс+Х1) = – j∙1074,11∙[9,08–j∙819,26] /(– j∙1074,11+ 9,08– j∙819,26)
Zвнеш = 0,511 – j∙819,26 Ом
Хd = Хd∙Uном2/Sном + j∙Хт1= j∙1,31∙5002/353 + j∙61,3 = j 989 Ом
Zвн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.
Т.к. Xd= 989 Ом < Xвн = 819,26 Ом, то рабочая точка попадает в зону самовозбуждения.
Для устранения самовозбуждения установим ещё одну группу реакторов