Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Выбор схемы и основных параметров электропередачи

1.1 Выбор числа цепей ЛЭП, номинального напряжения и загрузки участков электропередачи

электропередача фаза нагрузка зарядный

Решение задачи выбора оптимального варианта схемы сети состоит из ряда последовательных этапов, первым из которых является этап разработки возможных схем сети.

Необходимость составления альтернативных или дополняющих друг друга вариантов схемы сети обуславливается тем, что основные типы схем обладают различными, часто конкурирующими техническими и технико-экономическими показателями (при сооружении, эксплуатации и т.п.).

Для ориентировочного определения класса напряжения используется формула Илларионова:

где длина участка линии, [км];

максимальная передаваемая активная мощность на одну цепь, [МВт].

Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию обоснованно надежного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приемной системы, обеспечиваемых энергией от ГЭС.

Согласно заданию, оперативный резерв мощности приемной системы превышает наибольшей мощности промежуточной подстанции: , где , . Следовательно, на первом участке возможно сооружение одноцепной линии электропередач, однако, во избежание недоотпуска электроэнергии при аварии на, рассмотрим также вариант сооружения двухцепной линии на первом участке. На втором участке было рассмотрено сооружение двухцепной линии электропередач.

Определим номинальные напряжения участков электропередачи:

а) первый участок, ,

Одноцепное исполнение:

Двухцепное исполнение:

а) второй участок, ,

Данный расчет является оценочным, и полученные значения не дают однозначно понять, какой класс напряжения принять на участках электропередачи. Для окончательного выбора номинальных напряжений воспользуемся приблизительными значениями экономически целесообразной передаваемой мощности для различных классов напряжений (см. таблицу 1.1).

Таблица 1.1. Значения экономически целесообразных передаваемых мощностей, в зависимости от класса напряжения

	750	500	330
	2100	900	400

Как видно из таблицы 1.1 на первом участке целесообразным будет применение как одноцепной ЛЭП 750 кВ, так и двухцепной ЛЭП 500 кВ. На втором участке двухцепная ЛЭП 330 кВ будет сильно перегружена (перегрузка составит порядка 35%). Т.к. применение трехцепных линий не целесообразно, то на втором участке применим двухцепную ЛЭП 500 кВ, заранее полагая, что одноцепная линии 750 кВ на этом участке будет сильно недогружена.

На основании вышесказанного в дальнейшем будем рассматривать два варианта электропередачи, схемы которых представлены на рисунке 1.

Рисунок 1. Возможные варианты схемы сети а) вариант 1, б) вариант 2.

Определим загрузку каждого из участков.

На данном этапе можно использовать усредненные значения волновых сопротивлений линий разных классов напряжения:

750 кВ - 270 Ом;

500 кВ - 290 Ом;

а также коэффициента изменения фазы:

Рассмотрим вариант 1.

Первый участок: ВЛ ГЭС- Промежуточная ПС

Волновая длина линии:

Базисная мощность:

Передаваемая мощность на одну цепь в долях от базисной:

Второй участок: Промежуточная ПС - Приемная система

Волновая длина линии:

Базисная мощность:

Передаваемая мощность на одну цепь в долях от базисной:

Аналогично рассмотрим второй вариант (результаты сведены в таблицу 1.2)

Таблица 1.2. Загрузка участков электропередачи.

Вариант/уч. Загрузка	1	2
	Уч. 1	Уч. 2	Уч. 1	Уч. 2
	0,676	0,742	0,858	0,742

1.2 Выбор количества и марок проводов фаз участков электропередачи

Количество и сечение проводов в фазе линии определяются фазным током линии и конструкцией фазы. Для освоенных классов напряжения задача сводится лишь к выбору сечения сталеалюминиевых проводов.

По годовому графику выработки мощности генераторами ЭС определяется число часов использования наибольшей нагрузки:

где выработка ГЭС активной мощности в процентах от наибольшей,

число дней в году, когда вырабатывается мощность .

На основании известного значения числа часов использования наибольших нагрузок, выбираем значение экономической плотности тока, .

Количество проводов в фазе в зависимости от номинального напряжения:

Сечение провода в фазе определяется по формуле:



где нормированное значение плотности тока,

расчетный ток,

количество проводов в фазе.

Необходимо учитывать при этом существующие ограничения минимальных сечений проводов по условиям короны для различных номинальных напряжений.

Под расчетным током линии понимается ток, соответствующий режиму наибольших нагрузок на пятом году ее эксплуатации, умноженный на два поправочных коэффициента, один из которых учитывает изменение токовой нагрузки по годам эксплуатации линии , другой - совпадение максимумов нагрузки приемной системы и линии - :

Для первого участка (ЭС - промежуточная подстанция) ток по годам эксплуатации принимается неизменным. Мощность, передаваемая в систему, т.е. мощность, передаваемая по второму участку электропередачи определим из Первого Закона Кирхгофа:

Мощность потребляемая нагрузкой промежуточной подстанции меняется по экспоненциальному закону:

где Значения для всех годов эксплуатации представлены в таблице 1.3.

Поскольку нагрузка, потребляемая с шин СН промежуточной подстанции меняется по годам эксплуатации, то и мощность передаваемая по второму участку также будет меняться:

1 год:

5 год:

10 год:

Для остальных годов значения этой мощности сведены в таблицу 1.3.

Коэффициент изменения нагрузки по годам рассчитывается по формуле:

где срок эксплуатации сети (,

,

Для того, чтобы рассчитать ток для любого года эксплуатации на втором участке, необходимо знать полную мощность, которая по нему протекает. Активную мощность можно рассчитать из баланса активной мощности в узле присоединения промежуточной подстанции, а реактивную - из уравнения круговых диаграмм (принимая на данном этапе линию идеализированной). Расчет в режиме наименьших нагрузок, т.к. в этом случае по второму участку протекает наибольшая активная мощность, дающая основной в клад в значение протекаемого тока (доказательство приведено ниже, приведены расчетные значения при ).

Приведем пример расчета тока в 6 год, а результаты расчета для остальных годов сведем в таблицу:

- активная мощность, потребляемая с шин СН промежуточной ПС:

- активная мощность, протекаемая по второму участку в именованных единицах и в долях от базисной:

- реактивная мощность в начале линии в долях от базисной и в именованных единицах (в скобках приведены значения при :

- полная мощность, протекаемая по второму участку:

- ток, протекаемый по второму участку в именованных единицах и в долях от тока пятого года:

Расчетные величины для остальных годов, а также коэффициентов дисконтирования приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3. Расчетные величины, необходимые для определения

, о.е.	, МВт	, о.е.	, о.е.	, Мвар	, МВт	, А
0,597	1360,67	0,789	-0,078	-67,251	1362,332	792,053	1,062	1
0,762	1327,56	0,770	-0,084	-72,498	1329,54	772,99	1,036	0,909
0,873	1305,345	0,757	-0,088	-75,940	1307,55	760,20	1,019	0,826
0,948	1290,43	0,748	-0,091	-78,214	1292,80	751,62	1,008	0,751
0,998	1280,42	0,743	-0,092	-79,725	1282,90	745,87	1,000	0,683
1,031	1273,70	0,739	-0,094	-80,731	1276,26	742,01	0,995	0,621
1,054	1269,20	0,736	-0,094	-81,403	1271,80	739,42	0,991	0,564
1,069	1266,17	0,734	-0,095	-81,853	1268,81	737,68	0,989	0,513
1,079	1264,14	0,733	-0,095	-82,154	1266,81	736,51	0,987	0,467
1,086	1262,78	0,732	-0,096	-82,356	1265,46	735,73	0,986	0,424
1,091	1261,86	0,732	-0,096	-82,492	1264,56	735,20	0,986	0,386
1,094	1261,25	0,732	-0,096	-82,582	1263,95	734,85	0,985	0,35
1,096	1260,84	0,731	-0,096	-82,643	1263,54	734,62	0,985	0,319
1,097	1260,56	0,731	-0,096	-82,684	1263,27	734,46	0,985	0,29

На основании полученных величин, можно рассчитать коэффициент :

Коэффициент, учитывающий совпадение максимумов нагрузки приемной системы и линии, при условии, что ЭС - ГЭС:

для ВЛ 750 и 500кВ.

Ток пятого года вычисляется по следующим формулам:

Произведем расчет сечений проводов для обоих участков электропередачи для вариантов 1 и 2:

Вариант 1:

Первый участок (ГЭС- промежуточная ПС).

Для данного класса напряжения подходит провода марки 5х(АС 240/56). При температуре окружающей среды +25°C допустимая температура нагрева для этой марки проводов- +70°C. Длительно допустимый ток, . Произведем проверку по длительно допустимому нагреву проводов, приводя значение допустимого тока к среднеянварской температуре (для Дальневосточного региона ):

На основании расчетов можно заключить, что проверка по длительно допустимому нагреву допускает применение выбранной марки проводов. Для нее определим погонные сопротивления для среднеиюльской и среднеянварской температур:

Второй участок (промежуточная ПС - система):

Выбираются провода марки 3Ч(АС 300/66).

Вариант 2:

Первый участок (ГЭС- промежуточная ПС).

Для данного класса напряжения подходит провода марки 3х(АС 300/66). При температуре окружающей среды +25°C допустимая температура нагрева для этой марки проводов- +70°C. Длительно допустимый ток, .

Произведем проверку по длительно допустимому нагреву проводов, приводя значение допустимого тока к среднеянварской температуре (для Дальневосточного региона ):

На основании расчетов можно заключить, что проверка по длительно допустимому нагреву допускает применение выбранной марки проводов. Для нее определим погонные сопротивления для среднеиюльской и среднеянварской температур:

Результаты расчета второго участка варианта 2 не изменяться по сравнению с вариантом 1, т.к. в этой части варианты не различаются.

1.3 Балансирование генерируемой и потребляемой реактивной мощности на шинах промежуточной ПС

Для двух крайних режимов (наибольшей и наименьшей передаваемой мощности) проводится предварительный расчет балансов реактивной мощности на промежуточной подстанции с целью выявления необходимости установки там дополнительных компенсирующих устройств, таких как синхронные компенсаторы, шунтирующие реакторы.

При расчете используются допущения:

- значения напряжения по концам линии одинаковые;

- значение напряжения на шинах приемной системы принимается равным номинальному для всех режимов работы электропередачи;

- потери реактивной мощности в трансформаторах приблизительно оцениваются как 10% и 5% от полной мощности потребителей подстанции соответственно для режимов наибольших и наименьших нагрузок.

Для выявления крайних режимов для пятого года определим перетоки активной мощности по участкам электропередачи по месяцам:

Таблица 1.4. Перетоки мощностей по участкам электропередачи по месяцам

месяц	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
	444	740	1036	1480	1480	1480	1184	1036	1036	740	740	444
	400	280	280	200	200	200	120	120	200	280	400	400
	44	460	756	1280	1280	1280	1064	916	836	460	340	44

Как видно из таблицы 1.4 рассмотрению подлежат крайним значениям передаваемой мощности соответствуют январь/декабрь (наименьшая передаваемая мощность) и апрель/май/июнь (наибольшая передаваемая мощность.

Вариант 1:

Режим наибольшей передаваемой мощности.

Первый участок (ГЭС - промежуточная ПС)

, , , , 3ЧАС 240/56.

Волновое сопротивление:



Коэффициент изменения фазы:

Волновая длина линии:

Базисная мощность:

Передаваемая в долях от базисной:

Реактивная мощность в начале одной цепи:

Потери активной мощности в одной цепи:

Активная мощность в конце линии в долях от базисной:

Активная мощность в конце линии:

Реактивная мощность в конце линии:

Реактивная мощность в конце линии:

Участок: промежуточная ПС - система.

, , , , 3ЧАС 300/66.

Волновое сопротивление:

Коэффициент изменения фазы:

Волновая длина линии:

Базисная мощность:

Активная мощность в начале линии:

Передаваемая по линии активная мощность в долях от базисной:

Реактивная мощность в начале линии:

Реактивная мощность нагрузки промежуточной ПС:

Полная мощность нагрузки промежуточной ПС:

Потери реактивной мощности в АТ промежуточной ПС:

Полная мощность, передаваемая через автотрансформатор связи:

Потери реактивной мощности в автотрансформаторе связи:

Баланс реактивной мощности на шинах ВН промежуточной ПС:

Требуемое значение мощности, выдаваемой КУ:

Потери активной мощности в линии:

Активная мощность в конце линии:

Реактивная мощность в конце линии:

Реактивная мощность, требуемая системе:

На шинах приемной системы требуется установка КУ мощностью:

Режим наименьшей передаваемой мощности.

Участок: ЭС - промежуточная ПС.

Передаваемая по одной цепи активная мощность в долях от базисной:

Реактивная мощность в начале одной цепи:

Потери активной мощности:

Активная мощность в конце линии в долях от базисной:

Активная мощность в конце линии:

Реактивная мощность в конце одной цепи:

Участок: промежуточная ПС - система.

Активная мощность в начале линии:

Передаваемая по линии активная мощность в долях от базисной:



Реактивная мощность в начале линии:

Реактивная мощность нагрузки промежуточной ПС:

Полная мощность нагрузки промежуточной ПС:

Потери реактивной мощности в АТ промежуточной ПС:

Полная мощность, передаваемая через автотрансформатор связи:

Потери реактивной мощности в автотрансформаторе связи:

Баланс реактивной мощности на шинах ВН промежуточной ПС:

Потери активной мощности в линии:

Активная мощность в конце линии:

Реактивная мощность в конце линии:

Реактивная мощность, требуемая системе:

Система может принять избыточную реактивную мощность в размере 300 Мвар.

На шинах системы требуется компенсация 47,71 Мвар реактивной мощности.

Вариант 2:

Режим наибольшей передаваемой мощности.

Первый участок (ГЭС- промежуточная ПС)

, , , , 3ЧАС 300/66.

Волновое сопротивление:

Коэффициент изменения фазы:

Волновая длина линии:

Базисная мощность:

Передаваемая в долях от базисной:

Реактивная мощность в начале одной цепи:

Активная мощность в конце линии в долях от базисной:

Активная мощность в конце линии:

Реактивная мощность в конце линии:

Реактивная мощность в конце линии:

Участок: промежуточная ПС - система.

, , , , 3ЧАС 300/66.

Волновое сопротивление:

Коэффициент изменения фазы:

Волновая длина линии:

Базисная мощность:

Активная мощность в начале линии:

Передаваемая по линии активная мощность в долях от базисной:

Реактивная мощность в начале линии:

Реактивная мощность нагрузки промежуточной ПС:

Полная мощность нагрузки промежуточной ПС:

Потери реактивной мощности в АТ:

Баланс реактивной мощности на шинах ВН промежуточной ПС:

Активная мощность в конце линии:

Реактивная мощность в конце линии:

Реактивная мощность, требуемая системе:



На шинах приемной системы требуется установка КУ мощностью:

Режим наименьшей передаваемой мощности.

Передаваемая по одной цепи активная мощность в долях от базисной:

Реактивная мощность в начале одной цепи:

Потери активной мощности:

Активная мощность в конце линии в долях от базисной:

Активная мощность в конце линии:

Реактивная мощность в конце одной цепи:

Участок: промежуточная ПС - система.

Активная мощность в начале линии:

Передаваемая по линии активная мощность в долях от базисной:

Реактивная мощность в начале линии:

Реактивная мощность нагрузки промежуточной ПС:

Полная мощность нагрузки промежуточной ПС:



Потери реактивной мощности в АТ:

Баланс реактивной мощности на шинах ВН промежуточной ПС:

Потери активной мощности в линии:

Активная мощность в конце линии:

Реактивная мощность в конце линии:

Реактивная мощность, требуемая системе:

Система может принять избыточную реактивную мощность в размере 300 Мвар.

На шинах системы требуется компенсация 50,49 Мвар реактивной мощности.

1.4 Проверка апериодической статической устойчивости электропередачи

Проверка апериодической статической устойчивости выполняется с целью проверки возможности технической осуществимости рассматриваемых вариантов, а также для выявления необходимости применения средств, повышающих пропускную способность электропередачи до нормируемой величины. Для проведения проверочного расчета используется схема замещения электропередачи с двумя источниками энергии: электростанция и приемная система. Последняя представляется шинами неизменного напряжения и частоты.

Все сопротивления схемы замещения должны быть приведены к одной (высшей) ступени напряжения.

Если коэффициенты запаса устойчивости в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режимах (отключение одной цепи двухцепной линии), превышают нормативные значения, то варианты выполнения электропередачи технически приемлемы, и поэтому правомерно их экономическое сравнение. Все мероприятия, связанные с увеличением коэффициента запаса как в нормальном, так и послеаварийном режимах, должны быть отражены в затратах на сооружение данного варианта передачи и учтены в его сопоставлении с другими вариантами.

Вариант 1.

Нормальный режим (режим наибольшей передаваемой мощности).

Участок: ЭС - промежуточная ПС.

Волновые параметры ЛЭП:

Параметры эквивалентного четырехполюсника:

Полная мощность, передаваемая через автотрансформатор связи:

Выбор автотрансформатора 750/500 кВ:

Устанавливаются 2(3АОДЦТН417000/750/500).

Таблица 1.4.1. Параметры автотрансформаторов АОДЦТН-417000/750/500.

		Расчетные данные (на три фазы)
	ВН	СН	НН
417	750/	500/	10,5	0,12	0,12	0,22	55,1	309	2502

Определяется эквивалентная нагрузка промежуточной подстанции. Считается, что потери в обмотках автотрансформатора составляют 10% от мощности нагрузки. Полная мощность нагрузки с учётом выбранной мощности компенсирующих устройств:

Обобщённая нагрузка заменяется комплексным сопротивлением, приведенным к стороне высшего напряжения:

Параметры эквивалентного четырехполюсника:

Участок: промежуточная ПС - система.

Волновые параметры ЛЭП:



Собственное сопротивление:

Взаимное сопротивление:

Максимальная передаваемая мощность:

Коэффициент запаса электропередачи по апериодической статической устойчивости:

Статическая устойчивость обеспечивается.

Проверка правильности вычисления эквивалентных параметров схемы замещения электропередачи:

Параметры П-образной схемы замещения второго участка:

Параметры Г-образной схемы замещения автотрансформатора связи:

Параметры П-образной схемы замещения первого участка:

Угол между напряжением на шинах промежуточной подстанции и напряжением в начале первого участка ЛЭП:

Суммарный угол:

Исходное значение мощности:

Отклонение от заданного значения передаваемой мощности:

Полученное значение находится в допустимых пределах.

Послеаварийный режим.

Рассматривается отключение одной цепи на втором участке.

Параметры эквивалентного четырехполюсника:

Собственное сопротивление:

Взаимное сопротивление:

Максимальная передаваемая мощность:

Коэффициент запаса электропередачи по апериодической статической устойчивости:

Статическая устойчивость электропередачи обеспечивается.

Проверка правильности вычисления эквивалентных параметров схемы замещения электропередачи:

Параметры Г-образной схемы замещения автотрансформатора связи:

Параметры П-образной схемы замещения первого участка:

Угол между напряжением на шинах промежуточной подстанции и напряжением в начале первого участка ЛЭП:

Суммарный угол:

Отклонение от заданного значения передаваемой мощности:

Полученное значение находится в допустимых пределах.

Вариант 2.

Нормальный режим (режим наибольшей передаваемой мощности).

Участок: ЭС - промежуточная ПС.

Волновые параметры ЛЭП:

Параметры эквивалентного четырехполюсника:

Определяется эквивалентная нагрузка промежуточной подстанции. Считается, что потери в обмотках автотрансформатора составляют 10% от мощности нагрузки. Полная мощность нагрузки с учётом выбранной мощности компенсирующих устройств:

Обобщённая нагрузка заменяется комплексным сопротивлением, приведенным к стороне высшего напряжения:

Параметры эквивалентного четырехполюсника:

Участок: промежуточная ПС - система.

Волновые параметры ЛЭП:

Параметры эквивалентного четырехполюсника:

Собственное сопротивление:

Взаимное сопротивление:



Максимальная передаваемая мощность:

Коэффициент запаса электропередачи по апериодической статической устойчивости:

Статическая устойчивость обеспечивается.

Проверка правильности вычисления эквивалентных параметров схемы замещения электропередачи:

Параметры П-образной схемы замещения первого участка:

Угол между напряжением на шинах промежуточной подстанции и напряжением в начале первого участка ЛЭП:

Суммарный угол:

Отклонение от заданного значения передаваемой мощности:

Полученное значение находится в допустимых пределах.

Послеаварийный режим.

Рассматривается отключение одной цепи на втором участке.

Параметры эквивалентного четырехполюсника:

Собственное сопротивление:

Взаимное сопротивление:



Максимальная передаваемая мощность:

Коэффициент запаса электропередачи по апериодической статической устойчивости:

Статическая устойчивость обеспечивается.

Проверка правильности вычисления эквивалентных параметров схемы замещения электропередачи:

Параметры П-образной схемы замещения первого участка:

Угол между напряжением на шинах промежуточной подстанции и напряжением в начале первого участка ЛЭП:

Суммарный угол:

Исходное значение мощности:

Отклонение от заданного значения передаваемой мощности:

Послеаварийный режим.

Рассматривается отключение одной цепи на первом участке.

Параметры эквивалентного четырехполюсника:

Собственное сопротивление:

Взаимное сопротивление:



Максимальная передаваемая мощность:

Коэффициент запаса электропередачи по апериодической статической устойчивости:

Статическая устойчивость обеспечивается.

Проверка правильности вычисления эквивалентных параметров схемы замещения электропередачи:

Параметры П-образной схемы замещения первого участка:

Угол между напряжением на шинах промежуточной подстанции и напряжением в начале первого участка ЛЭП:

Суммарный угол:

Отклонение от заданного значения передаваемой мощности:

1.5 Схемы электрических соединений и оборудование открытых распределительных устройств (ОРУ) электростанции, промежуточной и концевой подстанции

Рассматривается электростанция.

Принимается соединение генераторов и повышающих трансформаторов по схеме укрупненный блок.

Устанавливаются генераторы 12ЧСВ1500/175-84.

Таблица 1.5.1. Параметры генератора СВ1500/175-84.

									ОКЗ
171	0,9	82	15,75	98,3	26	37	110	28	0,97	6,5

Полная мощность генератора:

Вариант 1

Выдача мощности ЭС в другом направлении, в том числе местная нагрузка, составляет 550 МВт. Ее передачу удобно осуществлять по двухцепной линии напряжением 330 кВ.

Связь РУ 750 кВ с РУ 330 кВ осуществляется через автотрансформаторы 3Ч(АОДЦТН-333000/750/330). Также необходима установка еще одного дополнительного автотрансформатора для обеспечения резервирования.

Единичная мощность трансформатора блока должна удовлетворять условию:

Выбираются трансформаторы 3ЧОРЦ-417000/750 и ТДЦ-400000/330.

Таблица 1.5.2. Параметры трансформаторов ГЭС (вариант 1)

Тип			Расчетные данные
		ВН	НН
ОРЦ - 417000/750	417		15,75	0,96	69,3	3753
ТДЦ - 400000/330	400	347	15,75	0,6	33	1600

Таблица 1.5.3. Параметры автотрансформаторов ГЭС (вариант 1)

Тип			Расчетные данные (на три фазы)
		ВН	СН	НН
АОДЦТН- 333000/750/330	333			15,75	0,49	0,49	1,36	59,1	98,5	3497

Вариант 2

Выдача мощности ЭС в другом направлении, в том числе местная нагрузка, составляет 550 МВт. Ее передачу удобно осуществлять по двухцепной линии напряжением 330 кВ.

Связь РУ 500 кВ с РУ 330 кВ осуществляется через автотрансформаторы 3Ч(АОДЦТН-167000/500/330). Также необходима установка еще одного дополнительного автотрансформатора для обеспечения резервирования.

Единичная мощность трансформатора блока должна удовлетворять условию:

Выбираются трансформаторы ТДЦ-400000/500 и ТДЦ-400000/330. Для ГЭС трансформаторы заказываются и проектируются индивидуально.

Таблица 1.5.4. Параметры трансформаторов ГЭС (вариант 2)

Тип			Расчетные данные
		ВН	НН
ТДЦ - 400000/500	400	525	15,75	1,4	89,5	1600
ТДЦ - 400000/330	400	347	15,75	0,6	33	1600

Таблица 1.5.5. Параметры автотрансформаторов ГЭС (вариант 2)

Тип			Расчетные данные (на три фазы)
		ВН	СН	НН
АОДЦТН- 167000/500/330	167			10,5	0,48	0,48	2,4	38,8	296	1503

Рассматривается промежуточная подстанция.

Вариант 1.

Выбирается автотрансформатор для снабжения потребителей промежуточной подстанции:

Выбираются 2Ч(3ЧАОДЦТН-167000/500/220).

Таблица 1.5.6. Параметры автотрансформаторов ПС (вариант 1)

Тип			Расчетные данные (на три фазы)
		ВН	СН	НН
АОДЦТН- 167000/500/220	167			11	0,65	0,32	2,8	61,1	113,5	2004

В ходе проверки апериодической статической устойчивости были выбраны автотрансформаторы связи 2Ч(3ЧАОДЦТН-417000/750/500).

Вариант 2

Автотрансформаторы для снабжения потребителей промежуточной ПС аналогичны варианту 1, т.е. 2Ч(3ЧАОДЦТН-167000/500/220).

Для промежуточной подстанции выбирается схема соединения «полуторная» (рис. ).

1.6 Технико-экономическое сравнение вариантов выполнения электропередачи и выбор целесообразного

Технически осуществимые варианты выполнения электропередачи сопоставляются по дисконтированным затратам на ее сооружение и эксплуатацию. При этом допускается сопоставлять лишь отличающиеся части рассматриваемых вариантов и не учитывать затраты на возмещение потерь электроэнергии в трансформаторах и шунтирующих реакторах ввиду малости этих потерь по сравнению с потерями в линиях.

Экономически целесообразным признается вариант, характеризуемый наименьшими дисконтированными затратами при условии, что затраты других вариантов превышают наименьшие более, чем на 5%. В противном случае варианты считаются равноэкономичными и выбор одного из них для дальнейшей разработки осуществляется на основании дополнительных соображений, таких как повышенная надежность и способность к дальнейшему развитию, меньшие потери электроэнергии, повышенный запас устойчивости и др.

Для каждого варианта рассчитываются суммарные дисконтированные затраты за период равный 15 годам:

годовые эксплуатационные расходы по объекту без учета затрат на амортизацию;

ежегодная норма отчислений.

Коэффициент дефлятор к 2000 году: .

На всех РУ устанавливаются элегазовые выключатели.

Зональный коэффициент: равен 1,55 и 1,5 для ВЛ и ПС соответственно.

Вариант 1.

Капиталовложения в строительство ЛЭП 750 кВ:

Капиталовложения в трансформаторы:

АТ связи на ГЭС:

ТР 750 кВ на ГЭС:

АТ связи на промежуточной ПС:

Капиталовложения в РУ:

Капиталовложения в дополнительное оборудование:

Постоянная часть затрат:

Годовые потери электроэнергии:

Издержки на обслуживание и ремонт:

Системный ущерб при отключении первого участка:

Эксплуатационные расходы за каждый год:



Расчет дисконтированных затрат:

Таблица 1.6.1. Дисконтированные затраты

t, год
0	29670812	0	1	29670812
1		0	0,909	0
2		1763104	0,826	1456324
3		1763104	0,751	1324091
4		1763104	0,683	1204200
5		1763104	0,621	1094888
6		1763104	0,564	994390,7
7		1763104	0,513	904472,4
8		1763104	0,467	823369,6
9		1763104	0,424	747556,1
10		1763104	0,386	680558,1
11		1763104	0,35	617086,4
12		1763104	0,319	562430,2
13		1763104	0,29	511300,2
14		1763104	0,263	463696,4
15		1763104	0,239	421381,9

Вариант 2.

Капиталовложения в строительство ЛЭП 500 кВ:

Капиталовложения в трансформаторы:

АТ связи на ГЭС:

ТР 500 кВ на ГЭС:

Капиталовложения в РУ:

Капиталовложения в дополнительное оборудование:

Постоянная часть затрат:

Суммарные капиталовложения:

Годовые потери электроэнергии:

Эксплуатационные расходы за каждый год:

Расчет дисконтированных затрат:

Таблица 1.5.4. Дисконтированные затраты

t, год
0	28286696	0	1	28286696
1		0	0,909	0
2		1572726	0,826	1299072
3		1572726	0,751	1181117
4		1572726	0,683	1074172
5		1572726	0,621	976662,8
6		1572726	0,564	887017,5
7		1572726	0,513	806808,4
8		1572726	0,467	734463
9		1572726	0,424	666835,8
10		1572726	0,386	607072,2
11		1572726	0,35	550454,1
12		1572726	0,319	501699,6
13		1572726	0,29	456090,5
14		1572726	0,263	413626,9
15		1572726	0,239	375881,5

Сравнение полученных значений дисконтированных затрат:

Очевидно, что выбор должен быть сделан в пользу 2 варианта.

2. Расчеты основных рабочих режимов электропередачи

Рассматриваются следующие установившиеся режимы работы ЭП: нормальные режимы (наибольшей и наименьшей передаваемой мощности), а также наиболее тяжелый послеаварийный режим. Для указанных рабочих режимов выполняются расчеты по оптимизации режимных параметров при соблюдении всех режимно-технических ограничений. Целью расчётов являются:

- выбор экономически обоснованной установленной мощности компенсирующих устройств;

- обеспечение требований по регулированию напряжения у потребителей промежуточной подстанции.

Расчеты режимов проводятся с использованием схемы замещения электропередачи, в которую участки линий вводятся П-образными схемами замещения с учетом распределенности параметров. Все установленное силовое оборудование учитывается соответствующими схемами замещения.

В проектных расчетах режимов ВЛ СВН принимаются следующие допущения: распределение напряжения по длине линии считается соответствующим идеализированной ВЛ; активные сопротивления проводов вычисляются с введением поправки на среднемесячные температуры воздуха; потери мощности при коронировании проводов учитываются как сосредоточенные отборы мощности на концах участков электропередачи; потерями активной мощности намагничивания трансформаторов и шунтирующих реакторов пренебрегают.

2.1 Расчет режима наибольшей передаваемой мощности. Определение целесообразного перепада напряжения на концах головного участка электропередачи

С целью уменьшения потерь активной мощности в рассматриваемом режиме желательным является обеспечение возможно более высоких значений напряжения в промежуточных и узловых точках электропередачи. Ограничением является длительно допустимое значение напряжения для проводов по условиям коронирования и наибольшее рабочее напряжение электрических аппаратов по условиям работы изоляции.

Задача расчетов режима наибольшей передаваемой мощности состоит в отыскании экономически целесообразного значения перепада напряжения для первого и второго участка ЭП. Такому перепаду соответствуют минимальные дисконтированные затраты, приведенные к первому году срока окупаемости. В затратах учитываются капитальные вложения в дополнительно устанавливаемые компенсирующие устройства (КУ), издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание КУ, а также затраты на возмещение потерь электроэнергии при ее передаче потребителям и потерь в КУ.

Волновые параметры участков ЛЭП:

Волновое сопротивление первого участка реальной линии:

Коэффициент распространения электромагнитной волны первого участка:

Волновое сопротивление второго участка:

Коэффициент распространения электромагнитной волны второго участка:

Параметры П-образной схемы замещения первого участка:

Поскольку мощность, передаваемая по одной цепи первого участка, меньше натуральной, то начальный расчет целесообразно выполнять при несколько сниженных значениях напряжения по концам первого участка по сравнению с вплоть до (при увеличенной длине участка).

В качестве примера проводится расчет режимных параметров для перепада между напряжениями по кvybонцам первого участка ЛЭП .

Принимается, что:

Активная мощность в начале линии с учетом активной проводимости :

Угол между напряжениями по концам линии на первом участке:

По найденному значению угла находится реактивная мощность в начале линии (до продольного сопротивления и после учета эквивалентной зарядной мощности):

Реактивная мощность в начале линии:

Потери мощности в продольном сопротивлении первого участка:

Активная мощность в начале второго участка ЛЭП с учетом отбора мощности на промежуточной ПС:

Далее аналогично рассчитываются параметры режима на втором участке:

Очевидно, что суммарная мощность обоих участков линии, равная должна быть скомпенсирована с помощью реакторов.

Дополнительно устанавливаются 1 группы ШР мощностью 60 Мвар.

Таблица 2.2.3. Параметры устанавливаемых реакторов.

Тип
РОДЦ	60	525	198

С учетом установленных реакторов:

Мощности этой группы реакторов не достаточно, и оставшеюся мощность будет протекать по стороне ВН автотрансформатора.

Потери реактивной мощности в обмотке высшего напряжения АТ:

Напряжение в фиктивной средней точке АТ:

Потери реактивной мощности в обмотке низшего напряжения АТ:

Таким образом, СК, установленные на стороне 10 кВ промежуточной подстанции, должны выдавать:

Определяется значение реактивной мощности, требуемой системе в таком режиме:

Затраты на установку СК:

Потери активной мощности в СК составляют примерно 1,5% от его установленной мощности, причём 0,9% приходится на часть потерь, зависящую от режима работы СК, а 0,6% - на часть, зависящую только от времени включения СК в течение года.

Принимается , тогда .

Приведенные затраты, требуемые для установки необходимого количества СК с целью поддержания заданного перепада напряжения на первом участке электропередачи:



Далее, пользуясь методом систематизированного подбора, напряжение снижается ступенями по 5 кВ, и для каждой ступени находятся приведенные затраты. Одновременно строится зависимость . Результаты расчетов сведены в таблицы 2.1.12.1.3.

Таблица 2.1.1. Результаты расчетов параметров режима для первого участка ЛЭП

	1,00	1,01	1,02	1,03	1,04	1,05	1,06	1,07
	520,00	520,00	520,00	520,00	520,00	520,00	520,00	520,00
	520,00	515,00	510,00	505,00	500,00	495,00	490,00	485,00
	1479,44	1479,44	1479,44	1479,44	1479,44	1479,44	1479,44	1479,44
	17,22	17,33	17,44	17,56	17,68	17,80	17,92	18,05
	70,49	119,04	167,60	216,19	264,80	313,43	362,08	410,76
	-321,32	-272,77	-224,21	-175,62	-127,01	-78,38	-29,73	18,95
	45,52+ j440.89	45.71+ j442.73	46.00+ j445.54	46.38+ j449.29	46.87+ j453.98	47.456+ j459.63	48.138+ j466.24	48.918+ j473.8
	1433.92-j370.40	1433.73-j323.70	1433.44-j277.93	1433.05-j233.09	1432.56-j189.18	1431.98-j146.21	1431.29-j104.16	1430.52-j63.05
	1443.35 +j21.40	1433.2 +j60.61	1432.9+ j95.95	1432.5+ j136.43	1432.0+ j173.07	1431.42+ j208.83	1430.73+ j243.75	1429.95+ j277.79

Таблица 2.1.2. Результаты расчетов параметров режима для второго участка ЛЭП.

	1,04	1,03	1,02	1,01	1,00	0,99	0,98	0,97
	520,00	515,00	510,00	505,00	500,00	495,00	490,00	485,00
	500,00	500,00	500,00	500,00	500,00	500,00	500,00	500,00
	1232,69	1232,51	1232,23	1231,86	1231,39	1230,82	1230,15	1229,38
	15,44	14,86	15,07	15,27	15,48	15,69	15,90	16,12
	218,98	173,61	128,12	83,58	39,97	-2,70	-44,42	-85,21
	-195,00	-210,70	-248,76	-285,95	-322,28	-357,74	-392,33	-426,05
	34,12+ j331,52	34.38+ J334.05	34.73+ j337.47	35.18+ j341.86	35.74+ j347.24	36.39+ j353.58	37.15+ j360.92	38.00+ j369.22
	1198.57-j112.54	1198.13-j160.45	1197.50-j209.34	1196.67-j258.28	1195.65-j307.27	1194.42-j356.28	1192.99-j405.34	1191.38-j454.43
	1197.9+ j270.21	1197.48+ j222.30	1196.86+ j173.4	1196.05+ j124.46	1195.03+ j75.49	1193.82+ j26.47	1192.41-j22.59	1190.79-j71.68

Таблица 2.1.3. Результаты расчетов параметров режима для промежуточной ПС.

	1,00	1,01	1,02	1,03	1,04	1,05	1,06	1,07
	520,00	520,00	520,00	520,00	520,00	520,00	520,00	520,00
	520,00	515,00	510,00	505,00	500,00	495,00	490,00	485,00
	176,59	173,21	169,86	166,55	163,27	160,02	156,80	153,62
	35,81	94,09	173,84	251,84	328,07	402,55	475,26	546,22
	4,66	5,63	8,25	12,39	18,04	25,19	33,83	43,94
	518,03	509,56	499,73	489,91	480,11	470,32	460,54	450,77
	-45,53	11,80	88,93	162,78	233,36	300,69	364,76	425,61
	0,52	0,12	1,89	6,36	13,51	23,30	35,71	50,70
	46,05	-11,68	-87,04	-156,42	-219,86	-277,39	-329,06	-374,90
	240,10	287,82	336,46	385,05	433,60	482,10	530,55	578,96
З, тыс.руб/год	1154852,87	1145098,21	1119032,54	1098755,45	1084230,64	1075420,07	1072283,83	1074780,02

Из представленной зависимости видно, что наиболее целесообразно применять перепад на первом участке , т.к. в этом случае потребуется минимальная мощность КУ на стороне НН. Тогда напряжение на шинах ВН ПС составляет 497,608 кВ. Результаты расчетов параметров режима для данного перепада приведены в табл.2.1.4.

Таблица 2.1.4. Параметры режима для перепада k = 1,046.

	1,045
	497,608
	17,74
	288,06
	-103,75
	47,14+j456,57
	1432,29-j168,51
	1431,73+j190,285
	15,58
	19,44
	-339,35
	36,04+j350,15
	1195,09-j350,15
	1194,74+j52,038
	363,92
	21,27
	475,42
	265,98
	17,86
	-248,11
	456,81

Приемной системе необходима реактивная мощность в размере 456,81 Мвар (устанавливается ТЦ 630000/500/11):

Устанавливается 5хКСВБО-100-11 и КСВБО-50-11

На первом и втором участках электропередачи передается мощность меньше натуральной. Необходимо проверить, не превышает ли напряжение в линии наибольшее допустимое.

1-й участок:

Наибольшая передаваемая мощность в конце первого участка:

Реактивная мощность в конце первого участка:

Строится эпюра напряжения вдоль первого участка:

	360	330	300	270	0
	520,1	518,79	517,25	515,49	497,608

Напряжение на первом участке не превышает допустимого значения.

2-й участок:

Наибольшая передаваемая мощность в конце второго участка:

Реактивная мощность в конце первого участка:

Строится эпюра напряжения вдоль первого участка:

	380	350	30	10	0
	497,608	492,48	500,82	500,31	500

Напряжение на втором участке не превышает допустимого значения.

Производится регулирование уровней напряжения на шинах низшего и среднего напряжения промежуточной подстанции. Ввиду того, что РПН установлено на стороне СН, напряжение на стороне НН будет определяться номинальным коэффициентом трансформации и значением напряжения в фиктивной точке АТ.

В режиме наибольших нагрузок на стороне СН необходимо поддерживать как можно большее напряжение. В качестве желаемого принимается напряжение 242 кВ.

Желаемое напряжение на шинах среднего напряжения:

Величина напряжения между соседними ответвлениями (РПН ±12% 6 ступеней):

Желаемое число ответвлений:

Действительное значение напряжения на шинах СН:

Для регулирования напряжения на стороне НН промежуточной ПС используются 4ЛТДН-40000/10. ЛРТ 101,5%.

Желаемое напряжение:

Напряжение на стороне НН, приведенное к высшему:

Добавка напряжения:

Величина напряжения между соседними ответвлениями:

Желаемое число ответвлений:



Действительное значение напряжения нагрузки:

Определяется загрузка генераторов станции реактивной мощностью. Упрощенно принимается, что блоки генератор-трансформатор работают только на ЭП. Потери холостого хода у выбранного типа трансформаторов электростанции составляют .

Нагрузочные потери полной мощности в одном трансформаторе электростанции:

От одного генератора:

Видно, что генераторы выдают мощность с высоким коэффициентом , работая в положительном квадранте реактивной мощности.

Вывод: проведенный расчет позволил определить оптимальный перепад напряжения для режима наибольших нагрузок, при котором:

обеспечивается эффективное расходование средств на установку КУ;

диапазон регулирования напряжения на шинах СН и НН промежуточной ПС позволяет реализовать желаемый уровень напряжения;

генераторы станции работают с высоким коэффициентом мощности.

2.2 Расчет режима малых нагрузок. Мероприятия по компенсации зарядной мощности электропередачи

В режиме малых нагрузок мощность, передаваемая по линии, меньше натуральной, поэтому в линии возникает избыточная реактивная мощность, которая стекает с линии, загружая генераторы передающей станции и приёмную систему. Одновременно повышается напряжение в средней зоне наиболее длинного участка электропередачи, что может привести к возникновению короны в этой зоне и резкому увеличению радиопомех, генерируемых линией.

Задача расчетов режима наименьшей передаваемой мощности состоит в:

- определении величины реактивной мощности, стекающей с линии в её начале и конце, и решении вопроса о необходимости полной или частичной ее компенсации;

- выборе мощности компенсирующих устройств, предназначенных для потребления реактивной мощности, стекающей с линии;

- определении напряжения в средней точке линии и разработке мероприятий для снижения напряженности электрического поля на поверхности провода в случае необходимости.

Напряжение по концам головного участка принимается равным номинальному:

Волновое сопротивление первого участка реальной линии:



Коэффициент распространения электромагнитной волны первого участка:

Волновое сопротивление второго участка:

Коэффициент распространения электромагнитной волны второго участка:

Параметры П-образной схемы замещения первого участка:

Параметры схемы замещения второго участка:

Таблица 2.2.1. Результаты расчета режимных параметров ЛЭП для режима наименьшей передаваемой мощности.

Участок
ЭП-ПС	5,54	444-j375,01	443,61-j12,76	4,42+j42,81	439,19-j55,57	438,79+j306,68
ПС-система	0,51	38,79-j385,54	38,34-j2,79	0,035+j0,338	38,3-j3,129	37,69+j379,62

Очевидно, что суммарная мощность обоих участков линии, равная должна быть скомпенсирована с помощью реакторов, однако, с учетом ранее проведенного расчета режима наименьшей передаваемой мощности, с целью недопущения перекомпенсации реактивной мощности, установим дополнительно 2 группы реакторов. С учетом ранее установленных при расчете режима НБ имеем 3 группы реакторов.

Таблица 2.2.2. Параметры устанавливаемых реакторов

Тип
РОДЦ	60	525	198

С учетом установленных реакторов:

С учетом установленных реакторов, проведем расчет режима работы автотрансформатора промежуточной ПС (см. таблицу 2.2.).

Таблица 2.2.3. Результаты расчета режимных параметров промежуточной ПС для режима наименьшей передаваемой мощности

400+j198,41	24,36	488,49	20,69	0,2	-20,49

Приемная система:

Реактивная мощность, требующаяся системе:

Система может принять 300 Мвар избыточной реактивной мощности.

Необходимо дополнительно скомпенсировать 63,56 Мвар. Целесообразно применить ранее установленные СК для компенсации этой мощности.

Передающий конец электропередачи:

Рассмотрим возможность потребления реактивной мощности генераторами:

Номинальный ток генератора составляет:

Максимальная мощность, потребляемая генераторами:

Поскольку генераторы не способны потребить всю реактивную мощность, то целесообразно установить группу ШР в начале первого участка:

Таблица 2.2.4. Параметры устанавливаемых реакторов

Тип
РОДЦ	60	525	198

С учетом установленных реакторов:

Потеря реактивной мощности в обмотках трансформаторов:

Мощность, потребляемая генераторами:

Строится эпюра распределения напряжения по длине линии на первом участке:



	360	300	240	180	0
	500,1	505,37	509,57	505,24	500

Напряжение не превышает наибольшего рабочего, следовательно, общее коронирование на поверхности проводов исключено, а выключатели переключательного пункта работают при допустимом напряжении.

Аналогично строится эпюра распределения напряжения по длине линии на втором участке:

	380	300	190	60	0
	500,07	508,68	512,06	505,25	500

Напряжение не превышает наибольшего рабочего, следовательно, общее коронирование на поверхности проводов исключено.

Вывод: проведенный расчет позволил:

разработать мероприятия по потреблению стекающей с линии зарядной мощности (установка дополнительно трех групп ШР на промежуточной ПС);

найти распределение напряжения вдоль линии и убедиться в отсутствии общего коронирования на проводах ВЛ;

установить допустимость загрузки генераторов реактивной мощностью.

2.3 Расчет послеаварийного режима

Задачей расчета является определение допустимости такого режима и выбор средств, обеспечивающих работу передачи.

В качестве послеаварийного рассматривается наиболее тяжелый режим передачи, возникающий при отключении одной цепи первого участка ЭП до переключательного пункта. При этом изменяются перетоки реактивных мощностей, возрастают фазные токи оставшейся в работе части линии, снижаются напряжения в узловых точках, уменьшается пропускная способность ЭП.

Волновые параметры участков ЛЭП:

Волновое сопротивление первого участка реальной линии:

Коэффициент распространения электромагнитной волны первого участка:

Волновое сопротивление второго участка:

Коэффициент распространения электромагнитной волны второго участка:

Параметры П-образной схемы замещения первого участка:

Параметры схемы замещения второго участка:

В послеаварийном режиме величина напряжения на шинах ВН промежуточной подстанции снижается по сравнению с нормальным режимом. Однако напряжение на шинах, от которых питается нагрузка, должно быть на уровне, обеспечивающем нормальную работу нагрузки.

Оптимальное напряжение определяется методом систематизированного подбора.

Таким образом, напряжение на шинах ПС .

Результаты расчета режима сведены в таблицы 2.3.1, 2.3.2.

Таблица 2.3.1. Результаты расчета режимных параметров ЛЭП для послеаварийного режима передаваемой мощности

Участок
ЭП-ПС	36,92	1480+ j226,68	1479,72+ J422,54	98,28+j951,88	1381,44-j529,35	1381,16-j348,27
ПС-система	15,62	1181,16-j342,99	1180,54+ J39,76	32,85+j319,18	1147,69-j279,42	1147,08-j103,33

Таблица 2.3.2. Результаты расчета режимных параметров промежуточной ПС для послеаварийного режима передаваемой мощности

530+j203,37	4,9	500,72	20-j90,82	1,96	92,77

Мощности , требуемые системе и промежуточной ПС, могут быть выданы уже установленными СК.

Строится эпюра распределения напряжения по длине линии на втором участке:

	380	300	240	180	0
	500,1	506,04	510,27	506,24	500

Напряжение не превышает наибольшего рабочего, следовательно, общее коронирование на поверхности проводов исключено, а выключатели переключательного пункта работают при допустимом напряжении.

Проверяется возможность регулирования напряжения на стороне СН с помощью РПН.

Желаемое напряжение на шинах среднего напряжения:

Величина напряжения между соседними ответвлениями:

Желаемое число ответвлений:

Действительное значение напряжения на шинах СН:

Проверка возможности регулирования напряжения на стороне НН с помощью ЛРТ.

Желаемое напряжение:

Напряжение на стороне НН, приведенное к высшему:

Добавка напряжения:

Величина напряжения между соседними ответвлениями:

Желаемое число ответвлений:

Действительное значение напряжения нагрузки:

Вывод: в этом режиме удается:

держать довольно высокий уровень напряжения на стороне ВН подстанции , а также отрегулировать напряжения на стороне СН с помощью РПН и на стороне НН с помощью ЛРТ;

оставить неизменным количество СК на промежуточной ПС.

3. Расчеты синхронизационных режимов 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. Если головной участок имеет две цепи, то под напряжением находится только одна цепь, вторая отключена с двух сторон.

Рассматриваются два случая точной синхронизации генераторов передающей станции с приемной системой:

- синхронизация на шинах промежуточной подстанции,

- синхронизация на шинах передающей станции.

Как при одном, так и при другом виде синхронизации возможно повышение напряжения на отключенном конце линии сверх кратковременно допустимых значений, перегрузка генераторов и синхронных компенсаторов стекающей с линии реактивной мощностью, возникновение самовозбуждения генераторов электростанции.

Задачи расчета синхронизационных режимов состоят в следующем:

- определение напряжений на открытом и питающем конце линии головного участка в соответствии с условиями синхронизации;

- в случае если значения этих напряжений выходят за допустимые пределы, - разработка мероприятий по их нормализации;

- определение величины реактивной мощности, стекающей с линии, и, в случае необходимости, разработка способов ее компенсации;

- выявление возможности самовозбуждения генераторов станции, работающих на длинную разомкнутую линию, и разработка мероприятий по его предотвращению, если это требуется.

3.1 Расчет режима при синхронизации 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. Для соблюдения условий точной синхронизации необходимо, чтобы напряжение на отключенном конце головного участка было равно напряжению на шинах промежуточной подстанции.

Напряжение на шинах подстанции определяется, исходя из того, что синхронизация осуществляется в режиме максимальных нагрузок питаемой районной сети. Регулирование перетока реактивной мощности из системы осуществляется с помощью синхронных компенсаторов с учетом заданных ограничений по коэффициенту мощности системы, напряжению на шинах нагрузки, диапазону регулирования коэффициента трансформации автотрансформаторов подстанции.

Изменение напряжения на отключенном конце осуществляется путем изменения напряжения в начале линии за счет регулирования возбуждения генераторов станции, включенных на разомкнутую линию, и за счёт применения реакторов. При этом напряжение в промежуточных точках линии не должно повышаться сверх допустимых значений.

Для расчёта режима синхронизации линию удобно представлять эквивалентным четырёхполюсником, т.к. можно быстро определять параметры режима U и I (линейные напряжение и ток) в начале и конце рассматриваемого участка линии.

В данном режиме включается 1 группа реакторов, установленных на промежуточной ПС по результатам расчёта режима НМ.

Синхронизация ведется одной цепью.



Напряжение на шинах ВН ПС определяется методом в два этапа.

1 этап:



Реактивная мощность, требующаяся системе:

Система может принять 300 Мвар избыточной реактивной мощности.

Необходимо дополнительно скомпенсировать 372,82 Мвар. Целесообразно применить ранее установленные СК для компенсации этой мощности:

Данная мощность не может быть полностью потреблена СК (. Необходимо установить реакторную группу:

В данном случае стекаемая реактивная мощность может быть потреблена в полном объеме.

2 этап:

Тогда напряжение в начале линии:

Стекающая с линии реактивная мощность при отсутствии компенсирующих устройств будет поглощаться генераторами станции, включёнными на эту линию, что может привести к их перегреву. Поскольку напряжение на зажимах генераторов в этом режиме, как правило, оказывается меньше номинального, критерием допустимой загрузки генератора должен служить ток статора.

Реактивная мощность, подтекаемая к генераторам:

Рассмотрим возможность потребления реактивной мощности генераторами:

Номинальный ток генератора составляет:

Максимальная мощность, потребляемая генераторами:

Таким образом, , т.е. один генератор в режиме синхронизации способен потребить стекающую с линии зарядную мощность без перегрева обмотки статора.

Работа генератора на ёмкостную нагрузку при определённом соотношении параметров схемы замещения ( может приводить к возникновению самовозбуждения. Необходима проверка возможности возникновения такой ситуации.

Входное сопротивление эквивалентного четырехполюсника:

Продольное синхронное сопротивление генератора:

синхронизация с системой с помощью одного генератора невозможна.

Для двух генераторов:



Синхронизация с системой с помощью двух генераторов возможна, самовозбуждения не возникает.

Вывод: рассмотрение режима синхронизации на шинах промежуточной подстанции позволило:

определить напряжение на открытом конце линии головного участка, соответствующее условию синхронизации ;

определить величину стекающей с линии реактивной мощности и допустимость загрузки ею генераторов станции;

проверить генераторы на возможность самовозбуждения и удостовериться в отсутствии этого явления.

3.2 Расчет режима при синхронизации на шинах передающей станции

В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны станции. Характерная особенность этого режима состоит в том, что зарядная мощность линии, по которой осуществляется синхронизация, стекает в сторону подстанции.

Рассматривается режим наименьших нагрузок первого года эксплуатации:

1 этап:

2 этап:

Четырехполюсник, заменяющий первый участок:

Напряжение в начале линии:

Допустимое в условиях эксплуатации повышение напряжения промышленной частоты на оборудовании 500 кВ, при длительности воздействия 1200 с составляет . То есть условия работы оборудования электропередачи (переключательного пункта и т.д.) в режиме синхронизации на шинах ЭС допустимы.



Реактивная мощность, требующаяся системе:

Система может принять 300 Мвар избыточной реактивной мощности.

Необходимо дополнительно скомпенсировать 278,46 Мвар. Целесообразно применить ранее установленные СК для компенсации этой мощности: