Навигация
727 тис. грн. Результати розрахунку при інших значеннях U2 представимо у вигляді таблиці:
Таблиця 2 - Результати розрахунку режиму найменшої переданої потужності
| U2, кВ | 315 | 320 | 325 | 330 |
| δ° | 14,65 | 14,52 | 14,39 | 14,27 |
| Q'ВЛ1, МВАр | 54,37 | 41,54 | 28,72 | 15,89 |
| Q0, МВАр | -28,52 | -41,34 | -54,17 | -66,96 |
| Q0 + QР, МВАр | 44,77 | 31,95 | 19,12 | 6,31 |
| UГ, кВ | 13,67 | 13,59 | 13,51 | 13,43 |
| cosφГ | 0,953 | 0,969 | 0,982 | 0,992 |
| ΔPВЛ1, МВт | 5,97 | 5,82 | 5,7 | 5,63 |
| ΔQВЛ1, МВАр | 54,71 | 53,28 | 52,22 | 51,55 |
| P''ВЛ1, МВт | 203,42 | 203,58 | 203,69 | 203,76 |
| Q''ВЛ1, МВАр | -0,347 | -11,74 | -23,51 | -35,66 |
| P1, МВт | 202,81 | 202,97 | 203,08 | 203,66 |
| Q1, МВАр | 72,93 | 63,89 | 54,5 | 44,77 |
| Q1 - QР, МВАр | 8,13 | -2,98 | -14,48 | -26,35 |
| Q2, МВАр | -109 | -112 | -100 | -81 |
| P2, МВт | 96,31 | 96,47 | 96,58 | 96,65 |
| QАТ, МВАр | 117,13 | 109,02 | 85,52 | 41,34 |
| Q'АТ, МВАр | 112,18 | 104,57 | 82,52 | 38,99 |
| U'2, кВ | 307,78 | 313,39 | 319,91 | 327,61 |
| UСН, кВ | 225,71 | 229,82 | 234,6 | 240,25 |
| Q'АТ. Н, МВАр | 90,86 | 83,25 | 60,74 | 17,67 |
| QАТ. Н, МВАр | 78,73 | 73,42 | 55,72 | 17,26 |
| QСК, МВАр | 78,73 | 73,42 | 55,72 | 17,26 |
| UНН, кВ | 9,78 | 10,14 | 10,76 | 10,67 |
| С, тис. грн. | 1126,6 | 1072,8 | 929,8 | 727 |
Мінімум витрат спостерігається при U2 = 330 кВ. Варіанти з U2 = 315 кВ і U2 = 320 кВ не підходять і з технічних причин (UНН < UДОП = 10,45 кВ).
Оскільки автотрансформатор АТ2 (330/220 кВ) НЕ має РПН із боку СН, то напруга U3 залежить від U2.
Приймаємо U3 = 330 кВ
МВт; 
МВАр
МВАр
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
335,7 кВ
МВт
МВАр
0,981
Перевірка технічних обмежень:
кВ < 
кВ < 
кВ
(на споживання)
кВ < 
кВ < 
кВ
Перевіримо напругу в середині лінії 1:
Ом
МВА
кА
кВ
кВ < 
кВ
Перевіримо напругу в середині лінії 2:
Ом
МВА
кА
кВ
кВ < 
кВ
Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити 2 синхронних компенсатори типу КСВБ 50-11 на проміжній підстанції, 1 групу однофазних реакторів 3×РОДЦ - 60000/500 на початку першої лінії й 1 групу однофазних реакторів 3? РОДЦ - 60000/500 наприкінці першої лінії.
2.3 Після аварійний режимЦей режим відрізняється від режиму найбільшої переданої потужності тим, що відбувається аварійне відключення одного ланцюга головної ділянки електропередачі. Завданням розрахунку в цьому випадку є визначення допустимості такого режиму й вибір засобів, що забезпечують роботу електропередачі. Оскільки найбільша передана потужність по головній ділянці (P0 = 700 МВт) значно більше натуральної потужності лінії (PC = 356,4 МВт), те необхідно задіяти оперативний резерв прийомної системи для розвантаження головної лінії. Тоді P0 = P0 - РРЕЗ = 700 - 200 МВт = 500 МВт
Параметри елементів схеми заміщення:
Лінія 1: 
Ом; 
Ом; 
См;
МВт
Лінія 2: 
Ом; 
Ом; 
См;
МВт
Група трансформаторів ГЕС: 
Ом
2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):
Ом; 
; 
Ом
Приймаємо: U1 = 340 кВ, U2 = 330 кВ
МВт
Ом; 
131,98 Ом
см
; 
; 
МВАр
МВАр
13,67 кВ
МВАр
0,986
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
Методом систематизованого підбора підбираємо Q2 так, щоб одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижче заданого (
), а напруга U3 на шинах системи близьким до номінального (330 кВ).
Q2 = - 75 МВАр
Приймаємо 
МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження).
МВт
МВт
МВАр
МВАр
МВАр
= 331,96 кВ
МВт
МВАр
239,44 кВ
МВт
МВАр
МВАр
Потужність синхронного компенсатора
132,3 МВАр
11,41 кВ
Приймаємо U3 = 330 кВ
МВт; 
МВАр
МВАр
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
334,0 кВ
МВт
МВАр
0,981
Перевірка технічних обмежень:
кВ < 
кВ < 
кВ
(на видачу)
кВ < 
кВ < кВ
Перевіримо напругу в середині лінії 2:
Ом
МВА
кА
кВ
кВ < кВ
Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити тільки 2 синхронних компенсатори типу КСВБ-100-11 на проміжній підстанції.
3. Синхронізаційні режими передачі
Під синхронізаційним режимом розуміється режим однобічного включення передачі, коли лінія головної ділянки відключена з якої-небудь однієї сторони - або з боку проміжної підстанції, або з боку станції. З іншої сторони ця лінія включена під напругу. Якщо головна ділянка має 2 ланцюга, то під напругою перебуває тільки один ланцюг, друга відключена із двох сторін.
3.1 Синхронізація на шинах проміжної підстанціїУ цьому випадку лінія головної ділянки передачі включена з боку станції й відключена на проміжній підстанції. При цьому проміжна підстанція зберігає живлення від прийомної системи по другій ділянці передачі.
Мал.7. Схема заміщення електропередачі в режимі синхронізації на шинах проміжної підстанції.
Параметри елементів схеми заміщення:
Лінія 1: Ом; Ом; См; МВт, Лінія 2: Ом; 
Ом; 
См; МВт. Група трансформаторів ГЕС: 
Ом
2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):
Ом; ; Ом
Розрахуємо ділянку електропередачі "система - проміжна підстанція"
Оскільки напруга на шинах системи у всіх режимах незмінно, те U3 = 330 кВ.
Методом систематизованого підбора знаходимо 
= 
= 367,5 (при цьому МВт).
74,62 МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
300 кВ
МВт
МВАр
Автотрансформатор АТДЦТН - 240000/330/220 не має РПН із боку СН
МВт
МВАр
МВАр
МВАр
= 297,75 кВ
МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження)
350 МВт
МВАр
218,35 кВ
МВт
МВАр
МВАр
Потужність синхронного компенсатора:
54,69 МВАр
10,71 кВ
Тепер розрахуємо першу ділянку електропередачі.
Один ланцюг лінії 1 відключений, на ГЕС запускають 1 генератор.
Умова точної синхронізації: U2 = U2X
радий/км
Ом
На шинах ВН станції необхідно мати напругу: 
270,91 кВ, а на висновках генератора відповідно: 
кВ, що менше 
кВ.
При знаходженні UГ у припустимих межах напруга U2X на відкритому кінці лінії буде перевищувати U2; для виходу із цієї ситуації необхідно наприкінці лінії встановити шунтувальні реактори. Визначимо необхідна їхня кількість:
см
см
, отже необхідно встановити 3 групи реакторів, але при цьому напруга на генераторі буде вище припустимого, тому встановлюємо 2 групи реакторів типу 3×РОДЦ - 60000/500
см
322,34 кВ < UДОП = 363 кВ
МВАр
У розрахунку будемо зневажати активною потужністю в лінії на неодруженому ходу.
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
Установлюємо на початку першої ділянки електропередачі групу реакторів 3×РОДЦ - 60000/500 з метою поглинання реактивної потужності, що стікає з лінії до генераторів (інакше UГ < UГ. ДОП.). Тоді:
МВАр
13,42 кВ
МВАр
МВАр
кА
кА
Перевірка технічних обмежень:
кВ < 
кВ < кВ
кА > 
кА
кВ < 
кВ < кВ
Досліджуємо можливість самозбудження генератора. Для цього знайдемо вхідний опір лінії із включеними на ній реакторами щодо шин ВН станції.
см
см
Ом
См
Ом, 
Ом
Ом,
Ом - зовнішній опір носить ємнісної характер, отже, самозбудження генератора можливо.
Перевіримо ще одну умову:
о. е. [1, табл.5.3]
Ом
Ом
Ом < 
Ом,
отже самозбудження генератора не буде.
Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити 2 синхронних компенсатори типу КСВБО-50-11 на проміжній підстанції, 2 групи однофазних реакторів типу 3? РОДЦ - 60000/500 на початку першої лінії й 2 групи однофазних реакторів типу 3? РОДЦ - 60000/500 наприкінці першої лінії.
3.2 Синхронізація на шинах передавальної станціїУ цьому випадку лінія, через яку здійснюється синхронізація, включена з боку проміжної підстанції й відключена з боку станції.
Мал.8. Схема заміщення електропередачі в режимі синхронізації на шинах передавальної станції.
З розрахунку попереднього режиму:
кВ; 
МВт; 
МВАр
Умова точної синхронізації: U1 = U1X 
< UДОП = 363 кВ, отже встановлювати реактори на початку першої лінії немає необхідності.
13,21 кВ
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
Для поглинання реактивної потужності, що стікає з лінії, необхідно на її кінці встановити 3 групи реакторів 3×РОДЦ - 60000/500 інакше (UГ<UДОП).
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
300,12 кВ
350 МВт
МВАр
220,08 кВ
МВт
Мвар
МВАр
Потужність синхронного компенсатора
97,98 МВАр
11,34 кВ
Перевірка технічних обмежень:
кВ < 
кВ < кВ
кВ < 
кВ < кВ
кВ < UДОП = 363 кВ
Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити 2 синхронних компенсатори типу КСВБ-50-11 на проміжній підстанції й 3 групи однофазних реакторів типу 3? РОДЦ - 60000/500 наприкінці першої лінії.
Складемо підсумкову таблицю, у яку занесемо пристрої, що компенсують, необхідні для забезпечення всіх режимів:
Таблиця 3 - Розміщення пристроїв, що компенсують
| Початок ВЛ1 | Кінець ВЛ1 | П/СТ | Початок ВЛ2 | Кінець ВЛ2 | |
| Режим НБ | - | - | - | - | - |
| Режим НМ | 3×РОДЦ - 60000/500 | 3×РОДЦ - 60000/500 | 2 × КСВБ-50-11 | - | - |
| ПАРА | - | - | 2 × КСВБ-100-11 | - | - |
| Синхронізація на шинах П/СТ | 2 ×3×РОДЦ - 60000/500 | 2 × 3×РОДЦ - 60000/500 | 2 × КСВБ-50-11 | - | - |
| Синхронізація на шинах ГЕС | - | 3 × 3×РОДЦ - 60000/500 | 2 × КСВБ-50-11 | - | - |
| РАЗОМ: | 2 ×3×РОДЦ - 60000/500 | 3 × 3×РОДЦ - 60000/500 | 2 × КСВБ-100-11 | - | - |
4. Основні техніко-економічні показники електропередачі
Техніко-економічні показники містять у собі засобу, необхідні для спорудження електропередачі, забезпечення її нормальної експлуатації, а також собівартість передачі електроенергії й КПД електропередачі.
У процесі проектування була виявлена необхідність установки додаткових пристроїв:
Похожие работы
... дипломного проекту. Рисунок 3.1 – Схема електрична структурна пристрою контролю середнього значення кутової швидкості 4. Розробка принципової схеми комп’ютеризованої вимірювальної системи параметрів електричних машин з газомагнітним підвісом 4.1 Аналіз лінійного фотоприймача Фотоелектричні перетворювачі площа-напруга (ППН) використовуються у багатьох пристроях, таких як перетворювач ...
... з кадрами. Управління кадрами в рамках підприємства, будучи невід'ємною частиною його господарської політики, має стратегічний і оперативний аспекти [34]. 2. Аналіз стану та ефективності управління персоналом бази відпочинку «Чорноморка» в умовах раціонального використання трудових ресурсів 2.1 Характеристика організаційної структури та характеристика бази відпочинку «Чорноморка» База ві ...
... випадків, аварій, а з цим і простоїв на підприємстві, укріпити та створити культуру трудової діяльності. Виконання та розробка дипломного проекту “ Розробка дослідження системи керування електроприводом змінного струму дизель-потягу з використанням нейронних мереж ” відбувається за допомогою комп'ютера, тому питання охорони праці розглядаються щодо забезпечення здорових і безпечних умов роботи ...
... електроенергії. Розрахунок тарифу на передачу електроенергії приводимо в табл. 7.6. Таблиця 7.6 № з/п Показник Одиниця виміру Величина 1. Всього витрат на технічне обслуговування електричних мереж тис. грн. 625,24 2. Чистий прибуток тис. грн. 204.23 3. Податок на прибуток тис. грн. 65.204 4. Податок на ...
0 комментариев