Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи

3. Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи

 

Произведём расчёт линии 2.

 

Произведём проверку режима:

1)                U_ННдоп^min= 10,45кВ <U_НН = 10,46 кВ < U_ННдоп^max=11,55кВ

2)                U_СН^max = 195,5≤ U_СН = 228,731≤ U_СНдоп^max = 264,5кВ

3)                U_Гдоп^min=14,96 кВ < U_г = 15,104 кВ < U_Гдоп^max=16,54 кВ

4)                 cosφ_г = 0,956 > cosφ_гном = 0,85

5)                k_з1 = 124,5 % >20% ; k_з2 = 197,49 % >20%

k_з1 = (Р_пр1 – Р₀)/ Р₀ = (U₁∙U₂/X_л1 – Р₀)/Р₀ = (525∙515/89,89 – 1340)/1340 = 124,5 %

k_з2 = (Р_пр2– Р₀)/ Р₀ = (U₂∙U_сис/X_л2– Р_сис)/Р_сис = (515∙492,533/125,13– 681,421)/681,421 = 197,49 %

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.

В данном режиме U₁ = 500 кВ.

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) U_ННдоп^min= 10,45кВ <U_НН = 10,869 кВ < U_ННдоп^max= 11,55кВ

2) U_СН = 195,5< U_СН^max = 227,826<U_СНдоп^max= 264,5кВ

3) U_Гдоп^min=14,96 кВ < U_г = 15,135 кВ < U_Гдоп^max= 16,54 кВ

4) cosφ_г = 0,98 > cosφ_гном = 0,85

5) k_з1 = 245,9 % >20%; k_з2 = 838 %>20%

k_з1 =(Р_пр1 – Р₀)/ Р₀ = (U₁∙U₂/X_л1 – Р₀)/Р₀ =(500∙500/179,78 – 402)/402 = 245,9 %

k_з2 = (Р_пр2– Р₀)/ Р₀ =(U₂∙U_сис/X_л2– Р_сис)/Р_сис=(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 (P_c=852,82МВт), поэтому принимаем напряжение в начале линии U₁ = 1,05∙U_ном = 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) U_ННдоп^min= 10,45кВ <U_НН = 10,524 кВ < U_ННдоп^max=11,55кВ

2) U_СН = 195,5 кВ < U_СН = 231,364 кВ < U_СНдоп^max= 264,5кВ

3) U_Гдоп^min=14,96 кВ < U_г = 16,04 кВ < U_Гдоп^max=16,54 кВ

4) cosφ_гном = 0,961 > cosφ_гном = 0,85

5) k_з1=64,27 % >20 %; k_з2=509%>20%

k_з1 =(Р_пр1 – Р₀)/ Р₀ = (U₁∙U₂/X_л1 – Р₀)/Р₀ =(525∙490/87 –1800)/1800 = 64,27 %

k_з2 = (Р_пр2– Р₀)/ Р₀ =(U₂∙U_сис/X_л2– Р_сис)/Р_сис=(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 Р_{системы} = 1,05∙Р_п/ст = 1,05∙1100 = 1155 МВт, U_сис = 510 кВ

Р′′_л2 = Р_{системы} – ΔР_к2/2 = 1155 – 6,3/2 = 1151,85 МВт

Q′′_л2 = Q′′_з2/2 = U_сис²∙Y₂/2 = 474,42 Мвар

Определим значение Q′′_л2, при котором U₂ будет не более 500 кВ.

Q′′_л2 = [(U_сис – U₂)∙ U_сис – 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∙( U_сис/525)² = 509,58 Мвар

Q′′_л2 = 474,42 – 509,58 = – 35,58 Мвар

Р′_л2 = Р′′_л2 – [Р′′_л2² + Q′′_л2²]∙ R2/ U_сис² = 1151,85 – [1151,85² + 35,58²]∙ 7,015/ 510²

Р′_л2 = 1116 МВт

Q′_л2 = Q′′_л2 – [Р′′_л2² + Q′′_л2²]∙ Х2/ U_сис² = –35,58 – [1151,85² + 35,58²]∙ 66,82/ 510²

Q′_л2 = – 376,75

U₂ = U_сис – ( Р′′_л2∙R2+ Q′′_л2∙X2)/ U_сис = 510 – (1151,85 ∙7,015– 35,58 ∙66,82)/510

U₂ = 498,86 кВ.

Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.

Р_ат = Р′_л2 – ΔР_к2/2 = 1116 – 6,3/2 = 1112,85 МВт

Q_ат = 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.

U_нн = 11,045 < 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 = 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

 

Q_р= 2∙180∙ (U_2хх/525)² = 2∙180∙ (497,868/525)² = 323,75 Мвар

Q′′_л1 = Q_р – U_2хх²∙Y₁/2 = 323,75 – 497,868²∙1,862∙10^–3/2 = 92,98 Мвар

Q′_л1 = Q′′_л1 + Q′′_л1²∙Х₁/ U_2хх² = 92,28 + 92,28²∙145/ 497,868² = 97,26 Мвар

Q_л1 = Q′_л1 – U₁²∙Y₁/2 = 97,26 – 525²∙1,862∙10^–3/2 = –159,35 Мвар

Для уменьшения U_г ставим в начале головной линии одну группу реакторов 3∙РОДЦ – 60 общей мощностью в 180 Мвар.

Тогда Q_л1 = –159,35 + 180 = 20,65 Мвар.

Q_г = Q_л1 + Q_л1²∙Х_т1/ U₁² = 20,65 + 20,65²∙61,3/525² = 20,745 Мвар

I_г = 0,764 кА < I_{г ном} = 10,997 кА

Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Х_с = 1/[j∙Y₁/2] = 1/[ j∙1,862∙10^–3/2] = – j∙1074,11 Ом

Х_р = j∙ U_ном²/Q_р = j∙ 525²/180 = j∙1531,25 Ом

Х₁ = Z_л1+Х_с∙Х_р/(Х_с+Х_р)= 9,08+ j∙145– j∙1074,11∙ j∙1531,25/(–j∙1074,11+j∙1531,25)

Х₁ = 9,08 – j∙819,26 Ом

Z_внеш=Х_с∙Х₁/(Х_с+Х₁) = – j∙1074,11∙[9,08–j∙819,26] /(– j∙1074,11+ 9,08– j∙819,26)

Z_внеш = 0,511 – j∙819,26 Ом

Х_d = Х_d∙U_ном²/S_ном + j∙Х_т1= j∙1,31∙500²/353 + j∙61,3 = j 989 Ом

Z_вн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.

Т.к. X_d= 989 Ом < X_вн = 819,26 Ом, то рабочая точка попадает в зону самовозбуждения.

Для устранения самовозбуждения установим ещё одну группу реакторов

в начале головной линии.

Тогда Q_л1 = –159,35 + 360 = 200,65 Мвар.

Q_г = Q_л1 + Q_л1²∙Х_т1/ U₁² = 200,65 + 200,65 ²∙61,3/525² = 209,6 Мвар

Напряжение генератора находится в допустимых пределах.

I_г =8,04 кА < I_{г ном} = 10,997 кА

Следовательно, генератор не перегружен по току. Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Х_с = 1/[j∙Y₁/2] = 1/[ j∙1,862∙10^–3/2] = – j∙1074,11 Ом

Х_р = j∙ U_ном²/(2∙Q_р) = j∙ 525²/360 = j∙765,625 Ом

Х₁ = Z_л1+Х_с∙Х_р/(Х_с+Х_р)= 9,08+ j∙145– j∙1074,11∙ j∙1531,25/(–j∙1074,11+j∙765,625)

Х₁ = 9,08 + j∙2,811 Ом

Z_внеш=Х_с∙Х₁/(Х_с+Х₁)+j∙Х_т1= – j∙1074,11∙[9,08 + j∙2,811] /(– j∙1074,11+ 9,08 + j∙2,811)

Z_внеш = 3,473 – j∙1738+ j∙61,3 = 0.511 – j∙1677

Х_d = Х_d∙U_ном²/S_ном = 1,31∙500²/353 = 927,76 Ом

Z_вн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора, но т.к. X_d= 989 <X_вн = 1677Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.

Rвн

X

Рис.3.2 Зоны самовозбуждения генератора

Расчет режима синхронизации на шинах передающей станции

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

Значения U₂, P_C, Q_C берем из предыдущего режима:

U₂=497,87кВ, P_C=559,3МВт, Q_C=10,56Мвар

U_1хх= U₂/cos(β₀∙ℓ) = 498,86 /cos(1,052∙10^–3∙500∙180/3,14) = 575,69 кВ.

Необходимо, чтобы U_1хх≤ 525 кВ.

Для понижения напряжения на холостом конце головного участка ставим там реакторы. Y_р = 180/525² = 6,53∙10^–4 См

Т. о . в начале головной линии устанавливаем одну группу реакторов 3∙РОДЦ – 60 общей мощностью в 180 Мвар.

Q′_л1 = U_1хх²∙Y₁/2 – Q_р = 519,71²∙1,862∙10^–3/2 – 180 = 71,46 Мвар

Q′′_л1 = Q′_л1 – Q′_л1²∙Х₁/U_1хх²= 71,46 – 71,46²∙145/ 519,71² = 68,72 Мвар

Q₂ = Q′′_л1 + U₂²∙Y₁/2 = 68,72 + 498,87²∙1,862∙10^–3/2 = 300,4 Мвар

Р_пс = Р_сис = 1112,85 МВт

Q_сис = 77,1 Мвар

Q_ат = Q₂ + Q_сис = 300,4 + 77,1 = 377,5 Мвар

U′₂ = U₂ – Q_ат∙Х_т2/ U₂ = 498,87 – 377,5 ∙19,9/498,87 = 483,81 кВ

U_сн = U′₂/К_тр = 483,81∙230/500 = 222,55 кВ

Q′_ат = Q_ат – [Р_сис ² + Q_ат ²]∙ Х_т2/ U₂²= 377,5 – [1112,85 ² + 377,5 ²]∙19,9/ 498,87²

Q′_ат = 267 Мвар

Q′_нн = Q′_ат – Q_атс = 267 – 221,334 = 45,67 Мвар

U_нн = [U′₂ – Q′_нн ∙Х_тн2/ U′₂]∙11/500 = [483,81 – 45,67∙37,8/483,81]∙11/500 =10,56 кВ

Q_нн = Q′_нн – Х_тн2∙(Q′_нн/ U′₂)² = 45,97 – 37,8∙(45,67/483,81)² = 45,63 Мвар

Учтём, что у нас уже имеются синхронные компенсаторы КСВБ0-100-11. В данном режиме они будут потреблять реактивную мощность.

Таким образом, наиболее тяжелым режимом для СК является послеаварийный режим: необходимо установить 2xКСВБ-100-11.

Для обеспечения всех режимов необходимо установить 8 групп реакторов 8x3xРОДЦ-60/500.