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 ΔРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт
Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 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 - ΔРК2/2 = 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
ΔР”л2 = 
= 13,9 МВт
ΔQ”л2 = 
130.9 МВAp
Р’л2= Р”л2 – ΔР”л2 = 544.5 – 13,9 = 530,6 МВт
Q’л2 = Q”л2 – ΔQ”л2 = 38,7 – 130,9 = -92,2 МВАр
U2 = 
= 488,3 кВ
Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.
Рат = Р’л2 - ΔРК2/2 = 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· tgφпс =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(β0∙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
β = Im 
= 1,111·10-3 рад/км
А = cos(β·L1) = 0,844
Аэ = 525/488,3 = 1,075
В = Zc ·sin(β·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 ΔРК1 = 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
Iг = 
= -2,53 А
Iгном = 
= 9,531 А
Iг = 2,53 кА < Iг ном = 9,531 кА
Исследуем возможность самовозбуждения генератора.
Хс = (j·Y1/2)-1 = -j947.4 Ом
Хр = j·5252/Qр = j1864 Ом
Z1 = R1 + jX1 + Хс· Хр/( Хс+ Хр) = 15.49 – j1777 Ом
Zвнеш = Z1· Хс /( Z1+ Хс) = 1,87 – j618 Ом
Xd = j·1.31·5002/306 = 1070 Ом
Zвн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.
Т.к. Xd= 1070 Ом < Xвн = 1777 Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.
|
|
Рис.2.5. Зоны самовозбуждения генератора
Дата: 2019-07-30, просмотров: 215.
