Линия электропередачи напряжением 500 кВ

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

УДК 621. 315.1. 027

Ш42

ШЕЛЕВСКИЙ АЛЕКСАНДР ВИКТОРОВИЧ

Линия электропередачи напряжением 500 кВ.

Стр. 115, рис. 26, табл. 51, библ. 11.

В данной работе выполнено проектирование электропередачи от строящейся ГЭС в энергосистему с промежуточной подстанцией, для которой произведен расчет и анализ основных режимов работы. Так же выполнено проектирование развития районной электрической сети. Кроме того, сделан обзор научно-технической литературы, рассмотрены вопросы по безопасности и экологичности проекта, выполнен механический расчет провода и троса линии электропередачи 500 кВ, рассчитаны технико-экономические показатели электропередачи.

ВВЕДЕНИЕ

В данном дипломном проекте будет сделан обзор научно-технической литературы. В нем рассмотрим вопросы о повышении надежности воздушных линий при воздействии атмосферных нагрузок и способы эффективного удаления гололедообразований с проводов ВЛ. Далее выполним проектирование электропередачи от строящейся ГЭС в энергосистему с промежуточной подстанцией. Из нескольких вариантов электропередачи необходимо выбрать один, удовлетворяющий условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей промежуточной подстанции, а так же приемной системы, обеспечиваемых электроэнергией от ГЭС. Кроме того выбранный вариант должен быть экономически выгодным. Критерием определения рационального варианта является минимум приведенных затрат. Для выбранной электропередачи требуется рассчитать основные режимы работы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный. Так же рассчитаем режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции. Помимо проектирования линии 500 кВ выполним проектирование развития районной электрической сети: необходимо дать характеристику потребителей и источников питания; определить потребную району мощность; для двух выбранных вариантов развития определить (проверить) сечения проводов, трансформаторы у потребителей; в результате технико-экономического сравнения выбрать рациональный вариант, для которого произвести расчет и анализ основных режимов работы. Кроме того, требуется рассчитать основные технико-экономические показатели электропередачи: капиталовложения, издержки, себестоимость передачи электроэнергии. В разделе по безопасности и экологичности проекта рассмотрим технику безопасности при профилактических испытаниях изоляции воздушных линий. Так же произведем механический расчет провода и троса линии 500 кВ.

1. ВЛ ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ АТМОСФЕРНЫХ НАГРУЗОК

1.1 О повышении надежности ВЛ при воздействии атмосферных нагрузок

В настоящее время в РФ значения нормативных атмосферных нагрузок на системы ВЛ определяются по методике [1] по региональным картам гололедных, гололедно-ветровых и ветровых нагрузок [1]. Гололедные нагрузки с заданной надежностью (вероятность непревышения нагрузки в 1 год) принимаются на основе данных измерений в течение 25 — 30 лет случайных значений максимальной в год массы гололеда на площадке метеостанции на высоте 2 м на проводе диаметром 5 мм на длине 1 м. На основе полученных данных о годовых максимумах массы гололеда на высоте 2 м от земли для метеостанции, А создается статистический ряд значений толщин стенок b цилиндрического гололеда на проводе, эквивалентных массе гололеда с плотностью 0,9 г/см3, пересчитанных к высоте 10 м, диаметру 10 мм с поправкой на влияние закрытости провода метеостанции другими объектами.

В дальнейшем случайные значения выстраиваются в возрастающем порядке и определяется ежегодная надежность (вероятность непревышения) каждого члена по формуле (1).

(1. 1)

где n — номер члена ряда в порядке возрастания; m -общее число лет измерений на метеостанции.

Таким образом, получается интегральная статистическая функция bn = F (bn).

Нормативное значение ежегодной надежности F (bЭ) можно рассчитать по формуле (1. 2)

F (bЭ) = 1 — 1/ТН (1. 2)

где bЭ — нормативная толщина стенки гололеда для высоты 10 м над поверхностью земли по ПУЭ; ТН -средний нормированный в гл. 2.5 ПУЭ период превышения bЭ лет; 1/ТН — частота превышения bЭ в 1 год. В гл. 2.5 ПУЭ 7-го издания нормировано ТН 1 раз в 25 лет, которому соответствует ежегодная надежность F (bЭ25) =0,96

По функции распределения значений bn по графику в координатах lnbn, lnln[F (bn)], соответствующих второму предельному закону распределения экстремальных в год значений bn, для нормированного значения F (bЭ) определяется нормированное значение bЭ.

Далее, для группы метеостанций, расположенных на территории энергосистемы в сходных условиях рельефа местности, строится график регрессионной зависимости bЭ = f (H), где Н — отметка высоты места расположения площадки метеостанции. По значениям bЭ25 на метеостанции в пределах, регламентированных гл. 2.5 ПУЭ, определяется диапазон значений Нн1 и Нн2, по которым на карте проводят границы территорий, на которых надо при проектировании ВЛ принимать в расчетах на прочность данное нормативное значение bЭ в миллиметрах.

Анализ данных практического применения методики [1] позволил установить существенные недостатки этого документа. В [1] ошибочно предполагается, что, как и на площадке метеостанции, на всей территории в границах района гололедности значение bЭ имеет ежегодную надежность F (bЭ) = 0,96 и на этой территории значение bЭ может быть превышено в среднем 1 раз в течение 25 лет.

Ежегодная надежность bЭ по [1] практически относится только к площадкам метеостанций, на каждой из которых значения bЭ были (и будут) обусловлены независимыми случайными атмосферными процессами, имевшими место в разные годы на этой территории.

Проведенный анализ показывает, что по [1] не представляется возможным с использованием интегральных статистических функций распределения bn для нескольких метеостанций выделить территорию между этими метеостанциями и на периферии, где бы нормативное значение bЭ25 соответствовало бы его ежегодной надежности F (bЭ) = 0,96. Следовательно, методика [1] в этой части не отвечает своему основному назначению: определять территорию, на которой нормативные атмосферные нагрузки превышаются в среднем не чаще 1 раза в 25 лет.

Одним из факторов повышения надежности систем ВЛ является обоснованная оценка ежегодной надежности атмосферных нагрузок на территории расположения систем ВЛ (а не на площадке метеостанции). Оценка ежегодной надежности атмосферных нагрузок на ВЛ и определение значений должны выполняться для территории по интегральной статистической функции, составленной из годовых максимумов гололедных нагрузок на этой территории (а не на площадке метеостанции), характеризуемой общими признаками (равнина, низменность, возвышенность и др.). Все участки территории, отнесенные к данному нормативному району, должны располагаться в интервале высотных отметок местности не более 150 м. Так же для повышения надежности ВЛ необходимо выполнять реконструкцию ВЛ, либо воспользоваться плавкой гололеда на проводах ВЛ.

1.2. Повышение эффективности удаления гололедообразований с проводов ВЛ

Воздушные линии электропередачи согласно нормам РАО «ЕЭС России» рассчитываются на прочность с учетом воздействия атмосферных нагрузок (гололед, ветер и их сочетание) и температуры воздуха.

Предусмотрена система мероприятий и способов повышения надежности электроснабжения по ВЛ в условиях гололедообразования на действующих линиях электропередачи. К числу мероприятий относится уточнение метода определения гололедно-ветровых нагрузок на территории энергосистемы с учетом воздействия пространственно-распределенных гололедно-ветровых нагрузок на пространственно-распределенные системы ВЛ и соответствующая реконструкция ВЛ с учетом воздействия больших величин нагрузок при нормированной ежегодной надежности. К числу способов относится предотвращение гололедообразования посредством нагрева провода электрическим током или удаление гололеда на проводах ВЛ методом его плавления посредством нагрева проводов электрическим током.

Когда имеются условия для гололедообразования (отрицательная температура воздуха, туман), на начальной стадии можно предотвратить гололедообразование на проводе ВЛ, увеличивая силу тока до значений, нагревающих провод ВЛ до положительной температуры (например, до +2°С), чтобы предотвратить замерзание капель воды на проводе ВЛ. В этом случае температура t > 2 °C должна сохраняться до окончания процесса гололедообразования на проводах ВЛ.

Если на начальной стадии гололедообразования температура провода отрицательная, то образуется односторонний гололед, при котором может возникнуть пляска проводов ВЛ. Для предотвращения пляски проводов целесообразно удалять гололед, создавая силу электрического тока, достаточную для плавления одностороннего гололеда.

При длительном процессе гололедообразования на проводе возле опор ВЛ образуется односторонний гололед. В средней части пролета ВЛ провод закручивается под воздействием момента от веса одностороннего гололеда так, что со временем образуется гололед цилиндрической формы.

В каждом из перечисленных вариантов предотвращения гололедообразования или удаления гололеда существенно различны условия теплового баланса, которые должны быть отражены в соответствующих уравнениях.

В каждом варианте имеется стадия нагрева провода (до +2°С — для предотвращения гололедообразования, 0 °C -- для начала плавки гололеда).

Баланс энергии при нагреве провода в режиме предотвращения гололедообразования на проводе ВЛ. В последующих уравнениях и для баланса энергии и мощности принято, что в условиях гололедообразования при тумане днем и ночью поглощение лучистой энергии из окружающей среды равно нулю.

Уравнение баланса энергии (1. 3) при нагреве сухого голого провода приведено далее

0,95I2R0(1+сtп)ф = (СраРа+ СрстРст)(tп — tв) + еC0T4Sф + 1,1(tп — tв)ф (1. 3)

где I — сила тока; R0 — сопротивление провода при t = 0 °C; коэффициент 0,95 учитывает, что фактические значения сопротивлений проволок в проводе имеют разброс в сторону меньших значений; р = 0,4 031/°С — температурный коэффициент сопротивления алюминиевых проволок; tв — температура провода при отсутствии электрического тока, принимаемая равной температуре воздуха; tп — минимальная температура провода, необходимая для предотвращения гололедообразования; ф — время нагрева провода; (СраРа+ СрстРст)(tп — tв) — энергия, затраченная на нагрев провода до tп; еC0T4S — мощность излучения с поверхности провода, причем Т измеряется в Кельвинах (1 К = 273 °C ± t); 1,1(tп — tв) — потери мощности при вынужденной конвекции.

Из уравнения (1. 3) определяется время ф, необходимое для нагрева голого сухого провода до tn при температуре воздуха tв.

В дальнейшем расчеты выполнены для провода АС 120/19.

Результаты расчетов для провода АС 120/19 при условиях tn = +2°С, tв = - 5 °C, V=2м/с, V=5м/с, V=10м/c приведены в приложении 1(табл. П1.1.).

Как следует из результатов расчета, для голого провода АС 120/19 при его нагреве от -5°С до +2°С изменение скорости ветра по трассе ВЛ существенно влияет на возможность предотвращения гололедообразования.

Из уравнения (1. 3) при t=? вычисляются значения температуры tn в установившемся режиме для сухого голого провода АС 120/19 при tв = -5°С. Результаты в приложении 1(табл. П1. 2).

Из результатов расчета tn, приведенных в табл. 1.2 для провода АС 120/19, следует, что наиболее устойчиво можно осуществить предотвращение гололедообразования при расчетном ветре 2 м/с. В случае увеличения скорости ветра до 10 м/с по трассе ВЛ остановить процесс гололедообразования можно при нагреве провода током > 400А. Мощность, необходимая для нагрева провода АС 120/19 до tn = +2°C электрическим током 400 А, минимальна и составляет 34,8 кВт/км, а при 500 А — около 55 кВт/км.

Баланс энергии в режиме непрерывной плавки гололеда цилиндрической формы для удаления его с провода ВЛ в заданный отрезок времени. Удаление гололеда с провода ВЛ состоит из двух стадий переходного во времени процесса. На первой стадии после включения электрического тока происходит нагрев провода. Температура провода со временем увеличивается от tB до t0 = 0 °C, при которой начинает плавиться лед. На второй стадии, когда провод нагрет до t0 = 0 °C, сверху на границе провод — гололед цилиндрической формы начинает плавиться лед и продолжается нагрев гололеда до установившегося значения t1.

Баланс энергии в режиме непрерывной плавки для удаления гололеда в заданный отрезок времени определяется следующим уравнением:

0,95I2R0ф = Срл Gн(t0 — t1)/2 + Срл Jпл(t0 — tв) + Jпл +

+ еC0T4Sф + 1,1(t1 — tв) (1. 4)

где Gн — плотность гололеда; Jпл — вес 1 м расплавляемого гололеда; Спл — скрытая теплота плавления гололеда; Срл — удельная теплоемкость гололеда.

По уравнению (1. 4) выполнены расчеты значений электрического тока, необходимых для удаления гололеда и изморози, при заданных временах удаления гололеда 15, 30, 45 и 60 мин для провода марки АС 120/19 при различных сочетаниях погодных условий (температура воздуха, скорость ветра, ветер направлен нормально оси ВЛ).

Анализ расчетов показывает, что в целях экономии электроэнергии необходимо плавить гололед небольших размеров при минимальном времени плавки. Такое решение существенно повышает надежность электроснабжения по системам ВЛ.

Баланс энергии при удалении одностороннего гололедообразования. При температуре воздуха -2 — 0 °C гололед образуется с наветренной стороны провода.

Электрические токи в проводах ВЛ при нормированной плотности в зимних условиях ночью нагревают провод не более чем на 0,5°С, поэтому при отрицательной температуре воздуха, если своевременно не воспользоваться достаточным предупредительным нагревом провода ВЛ, при погодных условиях, соответствующих гололедообразованию, на проводе начинает образовываться гололед, толщина стенки которого увеличивается навстречу ветру.

При расчетах токов для удаления одностороннего гололеда толщиной стенки 1 — 2 см необходимо знать время нагрева провода до tп = 0 °C и время, необходимое для плавления тонкого слоя льда толщиной 1−1,5 мм. После плавления тонкого слоя льда односторонний гололед упадет под действием собственного веса. Поскольку плавка гололеда не начнется до того, как провод нагреется до 0 °C, то надо отдельно рассматривать:

процесс нагрева провода до 0 °C при наличии на нем одностороннего гололеда;

процесс плавки гололеда, когда на границе гололед — провод температура не изменяется.

Процесс нагрева провода до 0 °C на границе односторонний гололед — провод. Удаление одностороннего гололеда должно выполняться при нагреве провода током более 1 кА в течение нескольких секунд. За несколько секунд температура t1 на наружной поверхности гололеда изменится так мало, что можно пренебречь при расчетах потерями энергии на конвекцию с поверхности гололеда. В результате приближенное уравнение баланса энергии при нагреве провода с односторонним гололедом имеет следующий вид:

0,95I2R0ф = (СраРа+ СрстРст)(tп — tв) + 0,5·1,1(tп — tв)ф (1. 5)

где 0,5·1,1(tп — tв)ф — затраты энергии на конвекцию с поверхности голого провода.

Из уравнения (1. 5) определяется время ф, необходимое для нагрева провода до 0 °C. Расчеты показывают, что при токах в диапазоне 3000 А — 8000 А время нагрева провода до 0 °C составляет доли секунды. Для нагрева провода до 0 °C необходима мощность при коротком замыкании до 14,5 тыс. кВт/км провода. При этом затраты энергии составляют не более 0,5 кВт-ч/км провода.

Удаление одностороннего гололеда с проводов ВЛ. Многообразны условия нагрева и теплоотдачи при одностороннем гололедообразовании на проводе ВЛ. Для решения вопроса об удалении одностороннего гололеда с проводов ВЛ необходимо применять условные модели теплоотдачи с поверхностей голого провода и одностороннего отложения гололеда.

Основная идея заключается в том, что потери энергии на конвекцию с поверхности голой части провода, экранированного односторонним гололедом, рассчитываются, как это сделано в уравнении (1. 3), с учетом коэффициента 0,5, а потери энергии на нагрев и плавление слоя гололеда с наветренной стороны рассчитываются по уравнению (1. 6) с учетом специфики плавления тонкого слоя одностороннего льда

0,95I2R0ф = СрлJ'пл(- tв) +СплJ'пл + 0,5·1,1(- tв/2)ф (1. 6)

где J'пл — вес слоя гололеда толщиной 1 — 1,5 мм на длине 1 м.

Удаление одностороннего гололеда предусматривает нагрев провода током с последующим плавлением тонкой пленки льда на границе провод — гололед, который под действием собственного веса должен падать.

Задача сводится к определению затрат времени, необходимых для плавления пленки гололеда толщиной 1 -- 1,5 мм на границе провод — гололед. Провод предварительно будет нагрет до t0 = 0 °C, когда происходит плавление гололедной пленки с последующим опаданием гололедного отложения.

Из уравнения (1. 6) определяется время ф, необходимое для плавления одностороннего гололедообразования.

Из полученных результатов следует, что наиболее приемлемый диапазон электрических токов находится в пределах 5000 — 8000 А. В этом случае время плавки гололеда (с учетом времени нагрева провода) находится в пределах 3,42 — 1,05 с. Необходимая мощность от 5,6 до 14,5 тыс. кВт/км провода. Затраты электроэнергии на нагрев провода и плавление гололеда не более 4,24 кВт-ч/км провода.

Сравнение эффективности способов удаления гололедообразований. Выполненные расчеты позволяют сравнить эффективность рассмотренных способов удаления гололедообразований на проводах ВЛ.

Результаты расчетов сведены в табл. П1.3 (приложение 1).

Как видно из данных табл. П1.3., способ удаления одностороннего гололедообразования — наиболее эффективный по затратам как времени, так и электроэнергии. Этот способ дает возможность в течение одного рабочего дня удалить гололед поочередно на всех ВЛ на территории, где гололедные нагрузки увеличиваются интенсивнее, чем в других частях энергосистемы, и могут быть опасны для прочности ВЛ. Применимость данного способа зависит от технических возможностей в энергосистеме.

Выводы: вопрос о повышении надежности ВЛ при воздействиях атмосферных нагрузок достаточно актуален. В данной главе рассмотрены две статьи на эту тему. В первой поднята проблема о превышении нормативных гололедных нагрузок и уточнена методика определения атмосферных нагрузок по региональным картам [1]. Во второй статье предложены уравнения для определения токов и времени плавки гололеда на проводах ВЛ и сделаны выводы о наиболее эффективных способах удаления гололедообразований [2].

2. ЛИНИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 500 кВ

2.1 Выбор схемы, номинального напряжения и сечения проводов участков электропередачи

Проектируется электропередача, связывающая строящуюся гидроэлектростанцию с промежуточной подстанцией и мощной приемной системой.

Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию 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=1020 МВт;

наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Рп/ст =520 МВт;

оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Ррезерв =320 МВт

наметим следующие варианты схемы участков электропередачи (т. к. проектируемая сеть располагается в Западной Сибири, то возможно использование только напряжения 500 кВ):

Рис 2.1. Вариант 1 схемы участков электропередачи

Рис 2.2. Вариант 2 схемы участков электропередачи

Выберем сечения проводов электропередачи.

Вариант 1

Линия 500 кВ длиной 510 км (две цепи)

Iрасч = Pmax. л. /(N•v3•Uном•cosц)

Iрасч = 1020. /(2•v3•500•0,98) = 613 А

Fрасч = Iрасч/(n•jрасч)

Fрасч = 613/(3•1) = 205 мм2

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3ЧАС 300/66.

Iдоп = 3•680 = 2040 А

2040 > 2•613=1226,

значит провод по нагреву проходит

Линия 500 кВ длиной 380 км (одна цепь)

Iрасч = Pmax. л. /(N•v3•Uном•cosц) = (P0 — Рпс). /(N•v3•Uном•cosц)

Iрасч = 500. /(1•v3•500•0,98) = 589 А

Fрасч = Iрасч/(n•jрасч)

Fрасч = 589 /(3•1) = 196 мм2

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3ЧАС 300/66.

Iдоп = 3•680 = 2040 А

2040 > 589, значит провод по нагреву проходит

Вариант 2

Линия 500 кВ от ГЭС к промежуточной подстанции аналогична варианту 1, т. е. используется провод3ЧАС 300/66.

Линия 500 кВ длиной 380 км (две цепи)

Iрасч = Pmax. л. /(N•v3•Uном•cosц) = (P0 — Рпс). /(N•v3•Uном•cosц)

Iрасч = 500. /(2•v3•500•0,98) = 295 А

Fрасч = Iрасч/(n•jрасч)

Fрасч = 295 /(3•1) = 98,2 мм2

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3ЧАС 300/66.

Iдоп = 3•680 = 2040 А

2040 > 2•295=590,

значит провод по нагреву проходит

2.2 Выбор схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции

Вариант 1

С учетом собственных нужд (принимаем 1%): Ррасч = 1,01•1020 = 1032МВт. Выбираем 4 гидрогенератора

СВФ 730/230 — 24.

Sном. г= 306 МВА, Рном. г = 260 МВт, U ном = 15,75 кВ, cosц =0,85, Хd = 1,31,

Х'd = 0,44, Х"d = 0,3.

Располагаемая мощность ГЭС равна 1040 МВт.

С учётом подключения одного генератора к блочному трансформатору выбираем четыре ТДЦ 400 000/500 со следующими номинальными параметрами:

Sном. тр = 400 МВА, Uвн ном = 525 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

Д Рк = 0,8 МВт, ДРх = 0,35 МВт, Rт = 1,4 Ом, Хт = 89,5 Ом.

При числе присоединений равном шести на напряжении 500 кВ выбираем полуторную схему РУ.

На промежуточной подстанции при трех линиях применим схему трансформаторы — шины с присоединением линий через два выключателя.

На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ через группы автотрансформаторов (2×3+1)АОДЦТН-167 000/500/220. Определим количество отходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на их натуральную мощность:

n = Рп/ст/135 = 520/135 = 3,82, следовательно принимаем n = 4.

При числе присоединений равном шести выбираем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи представлена на рис П2.1. (приложение 2).

Вариант 2

Схема ГЭС такая же как и в первом варианте. В качестве схемы ОРУ 500 кВ подстанции при четырех линиях применим схему трансформаторы — шины с полуторным присоединением линий. На ОРУ 220 кВ схема такая же как и в первом варианте. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи представлена на рис П2.2. (приложение 2).

Выберем выключатели:

В цепи генераторов:

I max = 260/(1,73•15,75• 0,85) = 11,2 кА

ВВГ — 20 — 160

U ном = 20 кВ, I ном = 20 кА, I откл = 160 кА

ОРУ 500 кВ: I max = 1020/(1,73•500• 0,85) = 1,33 кА

ВВМ — 500Б — 31,5

U ном = 500 кВ, I ном = 2000 А, I откл = 31,5 кА

ОРУ 220 кВ: I max = 520/(1,73•220• 0,98) = 1,4 кА

ВВБ — 220Б — 31,5/2000У1

U ном = 220 кВ, I ном = 2000 А, I откл = 31,5 кА.

2.3 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

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

3= Ен · К?? +У,

где

Ен = 0,12 — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений.

К? — капиталовложения, И? — издержки, У — ущерб от недоотпуска электроэнергии

К? = Кл + Кп/ст.

Кл = Ко· ?, где Ко- удельная стоимость сооружения линий;? — длина линии, км

Кп/ст = Кору + Ктр + Кку + Кпч

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

Кору = Корувн + Корусн

Ктр— капиталовложение трансформаторов

Кпч — постоянная часть затрат

И? = И?а.о.р. + И?потери э

И?.о.р а. — издержки амортизацию, обслуживание и ремонт

И?потери ээ — издержки от потерь электроэнергии

И?а.о. р = Иа.о.р. л + И а.о р п/ст

И?потери ээпотери ээВЛ + Ипотери тр

Иа.о.р. вл = ал· кл

ал — ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.

И а.о р п/ст = а п/ст · К п/ст

Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2 (2-й участок ВЛ, ОРУ ВН подстанции).

Т. к. в обоих вариантах на промежуточной подстанции применяется схема трансформаторы-шины (в 1-м с присоединением линий через два выключателя, во 2-м через полтора) и число выключателей равно шести для обеих схем, то их стоимость одинакова. Поэтому сравниваем только 2-й участок ВЛ. Расчет приведен в приложении 3. В результате получили:

З = Ен· К + И + У

З1 = 0,12·18 730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.

З2 = 0,12·37 470 + 1642,5 = 6139 тыс. руб.

Оценим разницу в %: е = (6139 — 4800) ·100% /6139 = 21,8%

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

2.4 Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи

Рис 2.3 Схема замещения электропередачи

Рассчитаем параметры схемы замещения.

Линия 1

3•АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:

КR = 1 — ?2·x0·b0/3 = 1 — 5102·0,31·3,97·10-6/3 = 0,893

Rл1 = КR•?•r0 = 0,893•510•0,034 = 15,49 Ом

КХ = 1 — ?2·x0·b0/6 = 1 — 5102·0,31·3,97·10-6/6 = 0,947

Xл1 = КХ•?•x0 =0,947•510•0,31 = 149,665 Ом

КВ =

Вл1 = КВ•?•b0 =1,043•510•3,97•10-6 = 2,111•10-3 См

Линия 2

3•АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:

КR = 1 — ?2·x0·b0/3 = 1 — 3802·0,31·3,97·10-6/3 = 0,941

Rл2 = КR•?•r0 = 0,941•380•0,034 = 12,155 Ом

КХ = 1 — ?2·x0·b0/6 = 1 — 3802·0,31·3,97·10-6/6 = 0,97

Xл2 = КХ•?•x0 =0,97•380•0,31 = 114,31 Ом

КВ =

Вл2 = КВ•?•b0 =1,023•510•3,97•10-6 = 1,543•10-3 См

2.4.1 Расчет режима наибольшей передаваемой мощности

Параметры элементов схемы замещения:

ЛЭП 1: R1 = 15,49/2 = 7,745 Ом; Х1 = 149,665/2 = 74,83 Ом;

Y1 = 2·2,111·10-3 См ДРК1 = 8·510·2/1000 = 8,16 МВт

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

Y2 = 1,153·10-3 См ДРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

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

Трансформатор ПС: Хt2 = 61,½ = 30,55 Ом; Хtн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

Найдем натуральную мощность

Zc = Ом

Рнат = 2·5002/279,438 = 1,789·103 > Р0 = 1020 МВт передаваемая мощность меньше натуральной.

Зададимся несколькими значениями напряжения U2 для выбора минимума затрат на установку КУ. В данном режиме U1 = 500 кВ. Перепад напряжения должен быть таким, чтобы напряжение в линии не превышало допустимого (525 кВ). Зададимся напряжением U2 = 500 кВ и выполним расчеты, а для 505, 510, 515, 520 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.

Z1 = R1 + jX1 = 7. 745 + j74. 83; |Z1| = 75. 23 Ом

Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0. 013

б11 = б12 =arcsin (R1/|Z1|) = arcsin (7. 745/75. 23) = 5. 91є

д1 =

Q'л1 = U12· Y11·cos б11 — U1· U2 ·Y11·cos (д1 — б12) = 51,4 МВар

Qл1 = Q'л1 — U12· Y1/2 = 51,4 — 5002 ·4,22·10-3 /2 = -476,4 МВар

Р'л1 = Р0 — ДРК/2 = 1020 — 8,16/2 = 1016 МВт

Uг = = 14. 36кВ

Uг мало, поэтому устанавливаем 3 группы реакторов 3хРОДЦ-60

Qp = 3·180·(U1/525)2 = 489.8 МВАр

Qл1 = Qл1 + Qp = 13,4 МВАр

Uг = = 15. 02 кВUг доп = (14,96 — 16,54) кВ

сosцг = = 0,995

ДРл1 = МВт

ДQл1 = МВAp

P"л1 = Р'л1 — ДРл1 = 1016 — 32. 06 = 983. 86 МВт

Q"л1 = Q'л1 — ДQл1 = 51. 38 — 309. 73 = -258. 38 МВАр

Р2 = P"л1 — ДРК1/2 = 983. 86 — 8,16/2 = 979. 78 МВт

Q2 = Q"л1 + U22· Y1/2 = -258. 38 + 5002·4,22·10-3 /2 = 269.4 МВAp

Pсис = Р2 — Рпс = 979,78 — 520 = 459,78 МВт

Рат = Рпс = 520 МВт

Qсис = Pсис·tgцпс =459,78·tg (arccos (0. 96))=93. 36 МВAp

Qат = Q2 — Qсис =269,4 — 93,36 = 176,04 МВAp

Q'ат = Qат — 176,04 — ·30. 55= 139. 21 МВAp

U'2 = U2 — Qат·Xt2 /U2= 500 — 176. 04·30. 55/500 = 491,5 кВ

Uсн = U'2·230/500 = 226,1 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс — Рн = 520 — 10 = 510 МВт

Qатс = Ратс· tgцпс =510·tg (arccos (0. 96))=148,75 МВAp

Q'нн = Q'ат — Qатс = 139,21 — 148,75 = -9,54 МВAp

Qнн = Q'нн — (Q'нн/ U'2)2· Xtн2 = -9,56 МВAp

Uнн = (U'2 — Q'нн ·Xtн2 /U'2)·(10. 5/500) = 10. 345 кВ

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

рн = 0,12; Кск = 650/100 тыс. руб. /Мвар; З" = 0. 02 тыс. руб. /(МВт·ч)

аск = 0,088; ф = 4253 час; ДРл1 =32,05 МВт

приведенные затраты:

З = (аск + рн)·|Qнн|· Кск + ДРл1· ф· З" = 2741 тыс. руб.

Аналогично определим затраты для различных уровней напряжений, результаты представим в виде таблицы (приложение 4).

Как видно из таблицы П4.1 минимум затрат наблюдается при 500 кВ, но при этом Uнн < 10. 45 кВ, поэтому будем вести расчёт для напряжения U2 =505 кВ.

Произведём расчёт линии Л — 2. Учитывая посадку напряжения на линии, устанавливаем две группы реакторов 3ЧРОДЦ — 60.

Рл2 = Pсис — ДРК2/2 = 459,86 — 3,04/2 = 458,34 МВт

Qp = 180·(U1/525)2 = 180·(505/525)2 = 166,5 МВАр

Q'л2 = Qсис + U22· Y2/2 — 2·Qp = 93,36 + 5052·1,543·10-3/2 — 2·166,5 = -42,96 МВАр

ДРл2 = = 10,1 МВт

ДQл2 = 94,99 МВAp

P'сис = Рл2 — ДРл2 = 458,34 — 10,1 = 448,24 МВт

Q'сис = Q'л2 — ДQл2 = -42,96 — 94,99 = -137,95 МВАр

Uсис = = 524,44 кВ

Q"сис = Q'сис + Uсис2· Y2/2 = -137,95 + 524,442·1,543·10-3/2 = 74,24 МВAp

сosцсис = cos (arctg) = 0,987

Произведём проверку режима:

1) UННдопmin = 10,45кВ < UНН = 10,53 кВ < UННдопmax=11,55кВ

2) UСН = 229,01? UСНдопmax= 253 кВ

3) UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 14,97 кВ < UГдопmax=16,54 кВ

4) cosцгном = 0,997 > cosцгном = 0,85

2.4.2 Расчет режима наименьшей передаваемой мощности

По условию в данном режиме мощности, передаваемые по линиям, составляют 30% номинальных. Поэтому в режиме НМ отключены одна цепь на ВЛ1, одна из групп автотрансформаторов на промежуточной подстанции, два блока на ГЭС.

Параметры элементов схемы замещения:

ЛЭП 1: R1 = 15,49 Ом; Х1 = 149,665 Ом;

Y1 = 2,111·10-3 См ДРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

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

Y2 = 1,153·10-3 См ДРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5/2 = 44,75 Ом

Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1 Ом; Хtн2 = 113,5 Ом

Зададимся несколькими напряжениями для выбора минимума затрат на установку КУ. В данном режиме U1 = 500 кВ. Перепад напряжения должен быть таким, чтобы напряжение в линии не превышало допустимого (525 кВ). Зададимся напряжением U2 = 500 кВ и выполним расчеты, а для 505, 510, 515 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.

Z1 = R1 + jX1 = 15,49 + j149,665; |Z1| = 150,46 Ом

Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0. 0066

б11 = б12 =arcsin (R1/|Z1|) = arcsin (15,49/150,46) = 5. 91є

д1 = 10,5є

Q'л1 = U12· Y11·cos б11 — U1· U2 ·Y11·cos (д1 — б12) = -3,5 МВар

Qл1 = Q'л1 — U12· Y1/2 = -3,5 — 5002 ·2,11·10-3 /2 = -267,38 МВар

Р'л1 = Р0·0,3 — ДРК/2 = 1020·0,3 — 4,08/2 = 303,96 МВт

Uг = = 14. 18 кВ

Uг мало, поэтому устанавливаем 2 группы реакторов 3хРОДЦ-60

Qp = 2·180·(U1/525)2 = 326,53 МВАр

Qл1 = Qл1 + Qp = 59,15 МВАр

Uг = = 15. 16 кВ

сosцг = = 0,97

ДРл1 = 5,725 МВт

ДQл1 = 55,32 МВAp

P"л1 = Р'л1 — ДРл1 = 303,96 — 5,725 = 298,235 МВт

Q"л1 = Q'л1 — ДQл1 = -3,5 — 55,32 = -58,82 МВАр

Р2 = P"л1 — ДРК1/2 = 298,235 — 4,08/2 = 296,2 МВт

Q2 = Q"л1 + U22· Y1/2 = -58,82 + 5002·2,11·10-3 /2 = 205,05 МВAp

Pсис = Р2 — Рпс = 296,2 — 520·0,3 = 140,2 МВт

Рат = Рпс = 520·0,3 = 156 МВт

Qсис = Pсис·tgцпс =140,2·tg (arccos (0. 96))=28,47 МВAp

Qат = Q2 — Qсис =205,05 — 28,47 = 176,58 МВAp

Q'ат = Qат — 176,58 — ·61,1= 163,02 МВAp

U'2 = U2 — Qат·Xt2 /U2= 500 — 176. 58·61,1/500 = 480,08 кВ

Uсн = U'2·220/500 = 220,84 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс — Рн = 156 — 10 = 146 МВт

Qатс = Ратс· tgцпс =146·tg (arccos (0. 96))=42,58 МВAp

Q'нн = Q'ат — Qатс = 163,02 — 42,58 = 120,43 МВAp

Qнн = Q'нн — (Q'нн/ U'2)2· Xtн2 = 113,29 МВAp

Uнн = (U'2 — Q'нн ·Xtн2 /U'2)·(10. 5/500) = 9,48 кВ

Для повышения напряжения на низкой стороне ПС установим группу реакторов в конце 1-й линии.

Qат = Q2 — Qсис — 180·(U2/525)2=205,05 — 28,47 — 163,26 = 13,32 МВAp

Q'ат = Qат — 13,32 — ·61,1= 7,33 МВAp

U'2 = U2 — Qат·Xt2 /U2= 500 — 13,32·61,1/500 = 499,1 кВ

Uсн = U'2·220/500 = 229,6 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс — Рн = 156 — 10 = 146 МВт

Qатс = Ратс· tgцпс =146·tg (arccos (0. 96))=42,58 МВAp

Q'нн = Q'ат — Qатс = 7,33 — 42,58 = -35,25 МВAp

Qнн = Q'нн — (Q'нн/ U'2)2· Xtн2 = -35,82 МВAp

Uнн = (U'2 — Q'нн ·Xtн2 /U'2)·(10. 5/500) = 10,65 кВ

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

рн = 0,12; Кск = 650/100 тыс. руб.; З" = 0. 02 тыс. руб. /(МВт·ч)

аск = 0,088; ф = 4253 час; ДРл1 =5,725 МВт

приведенные затраты:

З = (аск + рн)·|Qнн|· Кск + ДРл1· ф· З" = 542 тыс. руб.

Аналогично определим затраты для различных уровней напряжений, результаты представим в виде таблицы (приложение 4, табл. П4. 2).

Как видно из таблицы П4.2 минимум затрат наблюдается при 500 кВ.

Произведём расчёт линии Л — 2. Учитывая посадку напряжения на линии, устанавливаем две группы реакторов 3ЧРОДЦ — 60.

Рл2 = Pсис — ДРК2/2 = 140,2 — 3,04/2 = 138,7 МВт

Qp = 180·(U2/525)2 = 180·(500/525)2 = 163,3 МВАр

Q'л2 = Qсис + U22· Y2/2 — 2·Qp = 28,47 + 5002·1,543·10-3/2 — 2·163,3 = -105,2 МВАр

ДРл2 = = 1,5 МВт

ДQл2 = 13,85 МВAp

P'сис = Рл2 — ДРл2 = 138,7 — 1,5 = 137,2 МВт

Q'сис = Q'л2 — ДQл2 = -105,2 — 13,85 = -119,04 МВАр

Uсис = = 523,9 кВ

Q"сис = Q'сис + Uсис2· Y2/2 = -119,04 + 523,92·1,543·10-3/2 = 93,15 МВAp

сosцсис = 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

cosцгном = 0,97 > cosцгном = 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 ДРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

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

Y2 = 1,153·10-3 См ДРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

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

Трансформатор ПС: Хt2 = 61,½ = 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

б11 = б12 =arcsin (R1/|Z1|) = arcsin (15,49/150,46) = 5. 91є

д1 = 19,86є

Q'л1 = U12· Y11·cos б11 — U1· U2 ·Y11·cos (д1 — б12) = 144,4 МВар

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

Р'л1 = Р0 — ДРК/2 = 1020 — 4,08/2 = 1018 МВт

Uг = = = 15,563 кВ

сosцг = =

== 0,998

ДРл1 = 59,4 МВт

ДQл1 = 344,4 МВAp

P"л1 = Р'л1 — ДРл1 = 1018 — 59,4 = 958,6 МВт

Q"л1 = Q'л1 — ДQл1 = 144,4 — 344,4 = -200 МВАр

Р2 = P"л1 — ДРК1/2 = 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· tgцпс =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 — ДРК2/2 = 436,5 — 3,04/2 = 435 МВт

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

ДРл2 = = 9,6 МВт

ДQл2 = 90,5 МВAp

P'сис = Рл2 — ДРл2 = 435 — 9,6 = 425,4 МВт

Q'сис = Q'л2 — ДQл2 = 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

сosцсис = 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) cosцгном = 0,91 > cosцгном = 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 ДРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ПС: Хt2 = 61,½ = 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 — ДРК2/2 = 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

ДР"л2 = = 13,9 МВт

ДQ"л2 = 130.9 МВAp

Р'л2= Р"л2 — ДР"л2 = 544.5 — 13,9 = 530,6 МВт

Q'л2 = Q"л2 — ДQ"л2 = 38,7 — 130,9 = -92,2 МВАр

U2 = = 488,3 кВ

Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.

Рат = Р'л2 — ДРК2/2 = 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· tgцпс =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.

Для синхронизации необходимо чтобы напряжения на отключённом конце головного участка и на шинах промежуточной подстанции были равны.

U2 = 488,3 кВ

U2 = U1/cos (в0•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

Zc = Ом

в = Im= 1,111·10-3 рад/км

А = cos (в·L1) = 0,844

Аэ = 525/488,3 = 1,075

В = Zc ·sin (в·L1) = 150. 45

Yртреб = (Аэ — А)/В = 1,538·10-3 См

Yр = 180/5252 = 6,531·10-4 См

N = Yртреб / Yр = 2,35

Т. о. устанавливаем две группы реакторов 3•РОДЦ — 60.

Тогда

U2XX = = 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.

U2XX = = 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 ДРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5 Ом

Qp = 180·(U2ХХ/525)2 = 180·(490/525)2 = 147,9 МВАр

Q"л1 =2·Qp — U2ХХ2· 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

Qл1 = Q'л1 — U12· Y1/2 =58,9 — 5102·2,111·10-3/2 = -215,6 МВАр

Для уменьшения Uг ставим в начале головной линии группу реакторов 3•РОДЦ — 60.

Qл1 = Qл1 + Qp = -215,6 + 147,9 = -67,7 МВАр

Uг = = 15,132 кВ

Qг =Qл1 + (Qл1/U1)2· Xt1 = -66,3 МВAp

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой