Линия электропередачи напряжением 500 кВ (стр. 6 из 16)

U’₂ =

= 482,5 кВ

U_сн= U’₂ ·230/500 = 222 кВ

Р_н = 10 МВт

Р_атс = Р_ат - Р_н = 529 – 10 = 519 МВт

Q_атс = Р_атс· tgφ_пс =519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp

Q’_нн = Q’_ат - Q_атс = 54,8 – 151,4 = -96,6 МВAp

Q_нн = Q’_нн – (Q’_нн/ U’₂)²· X_tн2 = -98,9 МВAp

U_нн = (U’₂ - Q’_нн ·X_tн2 /U’₂)·(10.5/500) = 10,46 кВ

Оставшийся дефицит реактивной мощности покрывают два синхронных компенсатора установленных ранее.

U_нн = 10,46 < 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 = 488,3 кВ

U₂ = U₁/cos(β₀∙L) = 525/ cos(1,111∙10^–3∙510) = 622,25 кВ

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

Определим необходимое количество этих реакторов:

U₁ = 525 кВ

Z_c=

Ом

β = Im

= 1,111·10^-3 рад/км

А = cos(β·L₁) = 0,844

А_э = 525/488,3 = 1,075

В = Z_c ·sin(β·L₁) = 150.45

Y_ртреб = (А_э – А)/В = 1,538·10^{-3 См}

Y_р = 180/525² = 6,531·10^{-4 См}

N = Y_ртреб/ Y_р = 2,35

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

Тогда

U_2XX =

= 504.7 кВ

Что неравно напряжению на шинах промежуточной подстанции, питающейся от системы, поэтому уменьшим напряжение в начале линии за счет регулирования возбуждения генератора станции.

U_2XX =

= 490 кВ

Что равно напряжению на шинах промежуточной подстанции.

Определим возможность существования такого режима для генератора.

ЛЭП 1: R₁ = 15,49 Ом; Х₁ = 149,665Ом;

Y₁ = 2,111·10^{-3 См} ΔР_К1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

Трансформатор ГЭС: Х_t1 = 89,5 Ом

Q_p = 180·(U_2ХХ/525)² = 180·(490/525)² = 147,9 МВАр

Q”_л1 =2·Q_p - U_2ХХ²· Y₁/2 =2·147,9 - 490²·2,111·10^-3/2 = 56,7 МВАр

Q’_л1 =Q”_л1 + (Q”_л1/U’_2XX)²· X₁ = 58.9 МВAp

U₁ = 510 кВ

Q_л1 = Q’_л1 – U₁²· Y₁/2 =58,9 - 510²·2,111·10^-3/2 = -215,6 МВАр

Для уменьшения U_г ставим в начале головной линии группу реакторов 3∙РОДЦ – 60.

Q_л1 = Q_л1 + Q_p = -215,6 + 147,9 = -67,7 МВАр

U_г =

= 15,132 кВ

Q_г =Q_л1 + (Q_л1/U₁)²· X_t1 = -66,3 МВAp

I_г =

= -2,53 А

I_гном =

= 9,531 А

I_г= 2,53 кА < I_{г ном} = 9,531 кА

Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Х_с = (j·Y₁/2)^-1 = -j947.4 Ом

Х_р = j·525²/Q_р = j1864 Ом

Z₁ = R₁ + jX₁ + Х_с· Х_р/( Х_с+ Х_р) = 15.49 – j1777 Ом

Z_внеш = Z₁· Х_с /( Z₁+ Х_с) = 1,87 – j618 Ом

X_d = j·1.31·500²/306 = 1070 Ом

Z_вн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.

Т.к. X_d= 1070 Ом < X_вн= 1777 Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.

Рис.2.5. Зоны самовозбуждения генератора

2.3.5 Расчёт режима синхронизации на шинах передающей станции

В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны ГЭС.

Рис.2.6. Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах передающей станции

Значения U₂, P_C берем из предыдущего режима:

U₂=488,3 кВ, P_CИС=529 МВт

U_1хх= U₂/cos(β₀∙ℓ) = 488,3 /cos(1,111∙10^–3∙510) = 568,4 кВ.

Необходимо, чтобы U_1хх≤ 525 кВ.

Для понижения напряжения на холостом конце головного участка ставим там реакторы.

Z_c=

Ом

β = Im

= 1,111·10^-3 рад/км

А = cos(β·L₁) = 0,844

А_э = 488,3 / 525= 0,914

В = Z_c ·sin(β·L₁) = 150.45

Y_ртреб = (А_э – А)/В = 4,646·10^{-4 См}

Y_р = 180/525² = 6,531·10^{-4 См}

N = Y_ртреб/ Y_р = 0,7

Т. о. устанавливаем группу реакторов 3∙РОДЦ – 60.

Тогда

U_1XX =

= 518,4 кВ

Q_p = 180·(U_1ХХ/525)² = 180·(518,4/525)² = 175,5 МВАр

Q’_л1 = U_1ХХ²· Y₁/2 - Q_p =518,4²·2,111·10^-3/2 – 175,5 = 108,1 МВАр

Q”_л1 =Q’_л1 - (Q’_л1/U_1XX)²· X₁ = 101,6 МВAp

Q₂ = Q”_л1 + 488,3²· Y₁/2 = 101,6 - 488,3²·2,111·10^-3/2 = 353,3 МВАр

P_сис = Р_пс = 529 МВт

Q_сис = 91,8 МВAp

Q_ат = Q₂ + Q_сис =353,3 + 91,8 = 445,1 МВAp

U’₂ = 488,3 – Q_ат·X_t2 /488,3= 488,3 – 445,1·30,55/488,3 = 459,9 кВ

Установим две группы реакторов 3∙РОДЦ – 60

Q_ат = Q₂ + Q_сис - Q_p =353,3 + 91,8 – 2·175,5 = 94,2 МВAp

U’₂ = 488,3 – Q_ат·X_t2 /488,3= 488,3 – 94,2·30,55/488,3 = 482,3 кВ

U_сн = U’₂·220/500 = 221,8 кВ

Q’_ат = Q_ат -

94,2 -

·30,55= 55,8 МВAp

Р_н = 10 МВт

Р_атс = Р_пс - Р_н = 529 – 10 = 519 МВт

Q_атс = Р_атс· tgφ_пс =519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp

Q’_нн = Q’_ат - Q_атс = 55,8 – 151,4 = -95,5 МВAp

Q_нн = Q’_нн – (Q’_нн/ U’₂)²· X_tн2 = -97,8 МВAp

U_нн = (U’₂ - Q’_нн ·X_tн2 /U’₂)·(10.5/500) = 10,49 кВ

Необходима установка двух СК типа КСВБ0-50-11.

Таким образом для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11.

Таблица 2.1.

Размещение КУ

Начало линии1	Конец линии1	ПС	Начало линии2	Конец линии2
Режим НБ	3x3xРОДЦ-60/500	2 х КСВБ0-50-11	2 x3xРОДЦ-60/500
Режим НМ	2 x3xРОДЦ-60/500	1 x3xРОДЦ-60/500	2 х КСВБ0-50-11	2 x3xРОДЦ-60/500
Режим ПАВ	2 х КСВБ0-50-11
Синхронизация на шинах ПС	1 x3xРОДЦ-60/500	2 х КСВБ0-50-11	2 x3xРОДЦ-60/500	2 x3xРОДЦ-60/500
Синхронизация на шинах ГЭС	1 x3xРОДЦ-60/500	2 x3xРОДЦ-60/500	2 х КСВБ0-50-11

Выводы: спроектирована электропередача от строящейся ГЭС, мощностью 1020 МВт в энергосистему, имеющую оперативный резерв 320 МВт, с промежуточной подстанцией, мощностью 520 МВт. Было выбрано два варианта электропередачи, удовлетворяющих условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей промежуточной подстанции, а так же приемной системы, обеспечиваемых электроэнергией от ГЭС. Для этих двух вариантов выбрали номинальные напряжения и сечения проводов участков электропередачи, схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции. Затем из двух вариантов выбрали первый. Критерием определения рационального варианта является минимум приведенных затрат (З₁ = 4800 тыс. руб. З₂ = 6139 тыс. руб.). Для выбранной электропередачи рассчитали основные режимы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный. Так же рассчитали режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции. В результате расчета режимов получили, что для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11.

3. РАЗВИТИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

3.1.1 Характеристика электрифицируемого района

Сеть будем проектировать в Западной Сибири. Данному региону соответствует I район по гололёду и II по ветру. Регион находится в умеренном климатическом поясе. Среднегодовое количество осадков от 400 до 1000 мм. Максимальная температура воздуха +43°С, минимальная -37°С. В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение, металлургия и металлообработка, легкая, химическая, строительных материалов и пищевая промышленности.

3.1.2 Характеристика потребителей

В соответствии с заданием на проектирование развития сети районная электрическая сеть будет обеспечивать шесть пунктов потребителей электроэнергии, которые характеризуются следующими данными:

- в пункте 1 содержится 50% потребителей – I категории, 30% - II категории, 20% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 79 МВт;

- в пункте 2 содержится 70% потребителей – I категории, 20% - II категории, 10% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 33 МВт;