3. Синхронизационные режимы передачи
Под синхронизационным режимом понимается режим одностороннего включения передачи, когда линия головного участка отключена с какой-либо одной стороны – или со стороны промежуточной подстанции, или со стороны станции. С другой стороны эта линия включена под напряжение. Если головной участок имеет 2 цепи, то под напряжением находится только одна цепь, вторая отключена с двух сторон.
3.1 Синхронизация на шинах промежуточной подстанции
В этом случае линия головного участка передачи включена со стороны станции и отключена на промежуточной подстанции. При этом промежуточная подстанция сохраняет питание от приёмной системы по второму участку передачи.
Рис. 7. Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах промежуточной подстанции.
Параметры элементов схемы замещения:
• Линия 1: Ом;
Ом;
См;
МВт
• Линия 2: Ом;
Ом;
См;
МВт
• Группа трансформаторов ГЭС: Ом
• 2 автотрансформатора 330/220 кВ (АТ):
Ом;
;
Ом
Рассчитаем участок электропередачи «система – промежуточная подстанция»
Поскольку напряжение на шинах системы во всех режимах неизменно, то U3 = 330 кВ.
Методом систематизированного подбора находим =
= 367,5 (при этом
МВт).
74,62 МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
300 кВ
МВт
МВАр
Автотрансформатор АТДЦТН – 240000/330/220 не имеет РПН со стороны СН
МВт
МВАр
МВАр
МВАр
= 297,75 кВ
МВт (собственные нужды подстанции и местная нагрузка)
350 МВт
МВАр
218,35 кВ
МВт
МВАр
МВАр
Мощность синхронного компенсатора 54,69 МВАр
10,71 кВ
Теперь рассчитаем первый участок электропередачи.
Одна цепь линии 1 отключена, на ГЭС запускают 1 генератор.
Условие точной синхронизации: U2 = U2X
рад/км
Ом
На шинах ВН станции необходимо иметь напряжение: 270,91 кВ, а на выводах генератора соответственно:
кВ, что меньше
кВ.
При нахождении UГ в допустимых пределах напряжение U2X на открытом конце линии будет превышать U2; для выхода из этой ситуации необходимо в конце линии установить шунтирующие реакторы. Определим необходимое их количество:
См
См
, следовательно необходимо установить 3 группы реакторов, но при этом напряжение на генераторе будет выше допустимого, поэтому устанавливаем 2 группы реакторов типа 3×РОДЦ – 60000/500
См
322,34 кВ < UДОП = 363 кВ
МВАр
В расчёте будем пренебрегать активной мощностью в линии на холостом ходу.
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
Устанавливаем в начале первого участка электропередачи группу реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 с целью поглощения реактивной мощности, стекающей с линии к генераторам (иначе UГ < UГ.ДОП.). Тогда:
МВАр
13,42 кВ
МВАр
МВАр
кА
кА
Проверка технических ограничений:
кВ <
кВ <
кВ
кА >
кА
кВ <
кВ <
кВ
Исследуем возможность самовозбуждения генератора. Для этого найдём входное сопротивление линии с включенными на ней реакторами относительно шин ВН станции.
См
См
Ом
См
Ом
Ом
Ом
Ом – внешнее сопротивление носит емкостной характер, следовательно, самовозбуждение генератора возможно.
Проверим ещё одно условие:
о.е. [1, табл. 5.3]
Ом
Ом
Ом <
Ом, следовательно самовозбуждения генератора не будет.
Таким образом, в этом режиме необходимо установить 2 синхронных компенсатора типа КСВБО-50–11 на промежуточной подстанции, 2 группы однофазных реакторов типа 3×РОДЦ – 60000/500 в начале первой линии и 2 группы однофазных реакторов типа 3×РОДЦ – 60000/500 в конце первой линии.
... ;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 ...
... luc – программа используется для разложения матрицы на треугольные сомножители; rluc – программа, которая отвечает за решение системы уравнений. 4. Разработка адаптивной системы управления режимами электропотребления 4.1 Функции автоматизированной системы Сбор, накопление и передача информации, характеризующей режим электропотребления комбината (информация о нагрузках). Сбор, накопление ...
... 2.6 Анализ режимов работы по группе скважин оборудованных УЭЦН Проведён анализ режимов работы по группе скважин. Коэффициент подачи установки в оптимальном режиме эксплуатации, рекомендуется 0,8-1,2. Таблица 9. Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН № скв Тип УЭЦН Н Кпод Ндин Рпл Рзаб %в Qн Qв 934 УЭЦНA5-60-1200 1450 0,63 1385 157 50 88 75 73,3 936 УЭЦНA5 ...
... сети Экономическая оценка работы спроектированной системы тягового электроснабжения не может быть выполнена без оценки потерь электроэнергии в ее элементах. Потери электроэнергии в системе тягового электроснабжения складываются, в основном, из потерь в тяговой сети и потерь в трансформаторах. Ниже выполнен расчет этих потерь. В результате расчета получены: значения годовых потерь энергии в ...
0 комментариев