Курсовая работа: Выбор параметров и анализ режимов электропередачи

🛑 👉🏻👉🏻👉🏻 ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻

МИНИСТЕРСТВООБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО
УЧЕРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
МОСКОВСКОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА(ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА)
По курсу:
“Дальние линии электропередачи СВН”
Тема:
“Выбор параметров и анализ режимов электропередачи”
В данном курсовом проекте рассматривается электропередача переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией, предназначенной для транспорта электрической энергии от удаленной гидроэлектростанции в приёмную систему.
Решаются вопросы, связанные с выбором схемы электропередачи и номинального напряжения её участков, оценивается пропускная способность электропередачи, проводятся расчёты и анализ основных рабочих, послеаварийного и особых режимов работы.
В заключительной части проекта определяются основные технико-экономические показатели.
1.
Выбор схемы, номинального напряжения и сечения проводов участков электропередачи

Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию обоснованно надёжного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приёмной системы, обеспечиваемых энергией от ГЭС.
наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р 0
= 1340 МВт;
наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Р п/ст
= 600 МВт;
оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Р резерв
= 470 МВт.
Наметим следующие варианты схемы участков электропередачи:
Рис 1.1. Вариант 1 схемы участков электропередачи.
Рис 1.2. Вариант 2 схемы участков электропередачи.
При длине линий более 400 км, предельный экономический ток для двух смежных марок проводов равен:
где К02 и К01 – удельные капитальные вложения на сооружение ВЛ соответственно с проводами большего и меньшего сечения [1] при учете зональных и поправочных коэффициентов [1];
Е н
= 0,12 – коэффициент эффективности капиталовложений;
а – коэффициент ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание ВЛ [1];
dРк1 и dРк2 – среднегодовые потери мощности при коронировании проводов большего и меньшего сечения [1];
r02 и r01 – погонные активные сопротивления одного провода соответственно большего и меньшего сечения, вычисляемые по данным табл. 7.6 [1] с введением поправки на среднегодовую температуру воздуха [1];
n - стандартное число проводов в фазе;
Зi и Зii – удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии, зависящие от времени потерь и района сооружения ВЛ;
t потерь
= 1 2
2000+0,7 2
2500+0,5 2
2500+0,3 2
1760 = 4008,4 час.
I расч
= P max
. л.
/(N∙√3∙U ном
∙cosφ)
I расч
= 1340 .
/(1∙√3∙750∙0,99) = 1041,952 А
F расч
= 1041,952/(4∙1) = 260.488 мм 2

Количество проводов расщеплённой фазы n = 4.
860 А – длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные)
3440 > 1042, значит, провод по нагреву проходит.
I расч
= P max
. л.
/(N∙√3∙U ном
∙cosφ) = (P 0
– Р пс
) .
/(N∙√3∙U ном
∙cosφ)
I расч
= 740 .
/(1∙√3∙500∙0,98) = 871,917 А
F расч
= 871,917 /(3∙1) = 290,639 мм 2

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм 2
, то учитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираем провод: 3АС 330/43.
730 А – длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные).
2190 > 872 , значит провод по нагреву проходит.
Линия 500 кВ длиной 630 км (две цепи):

I расч
= P max
. л.
/(N∙√3∙U ном
∙cosφ)
I расч
= 1340 .
/(2∙√3∙500∙0,99) = 781,464 А
F расч
= 781,464/(3∙1) = 260,488 мм 2

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ составляет 330/43 мм 2
, то учитывая количество проводов расщеплённой фазы n = 3, выбираем провод: 3АС 330/43.
730 А – длительно допустимый ток на один провод фазы из табл. 7.12 [1] (значение взято для ближайшего сечения, т.к. отсутствуют данные).
2190 > 1564 , значит провод по нагреву проходит.
Линия 500 кВ длиной 420 км варианта 2 аналогична линии 500 кВ длиной 420 км варианта 1.
2.
Выбор схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции

Выбираем шесть гидрогенераторов СВ – 712/227 – 24.
S ном.г
= 306 МВА, Р ном. г
= 260 МВт, U ном
= 15,75 кВ, cosφ =0,85, Х d
= 1,653, Х d
’
= 0,424, Х d
”
= 0,279.
Располагаемая активная мощность ГЭС равна 1560 МВт.
С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем две группы однофазных трансформаторов 2 3 + 1 ОРЦ 417000/750 со следующими номинальными параметрами:
S ном. тр
= 417 МВ∙А, U вн ном
= 787/√3 кВ, U нн ном
= 15,75 кВ,
Δ Р к
= 0,8 МВт, ΔР х
= 0,4 МВт, R т
= 0,96 Ом, Х т
= 69,3 Ом.
При числе присоединений равном трём на напряжении 750 кВ выбираем схему треугольника.
На промежуточной подстанции будет двойная трансформация.
Расчётная мощность первой трансформации:
S расч
= Р 0.
/(1,4∙cosφ п/ст
) = 1340 .
/(1.4∙ 0,99) = 966,8 МВ∙А
Выбираем (3∙2 +1) АОДЦТН 417000/750/500 со следующими номинальными параметрами:
S ном. тр
= 417 МВ∙А, U вн ном
= 750/√3 кВ, U сн ном
= 500/√3 кВ, U нн ном
= 15,75 кВ,
Δ Р к
= 0,7 МВт, ΔР х
= 0,28 МВт, Х т н
= 309 Ом, Х т в
= 55,1 Ом.
Расчётная мощность второй трансформации:
S расч
= Р п/ст.
/(1,4 cosφ п/ст
) = 600 .
/(1,4∙ 0,99) = 432,9 МВ∙А
Выбираем (3∙2 +1) АОДЦТН 167000/500/220 со следующими номинальными параметрами:
S ном. тр
= 267 МВ∙А, U вн ном
= 500/√3 кВ, U сн ном
= 230/√3 кВ, U нн ном
= 11 кВ,
ΔР к
= 0,325 МВт, ΔР х
= 0,125 МВт, Х т н
= 113,5 Ом, Х т в
= 61,1 Ом.
На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ. Определим количество отходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на их натуральную мощность:
n = Р п/ст
/135 = 600/135 = 4,4, следовательно принимаем n = 4.
Т. о. на подстанции при первой трансформации принимаем схему треугольника, а при второй трансформации при числе присоединений равном пяти выбираем схему трансформатор – шины с присоединением линий через два выключателя.
На 220 кВ при числе присоединений равном шести выбираем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. В итогесхемаэлектрических соединений для первого варианта электропередачи выглядит с. о.:
Рис.2.1 Схемаэлектрических соединений для первого варианта электропередачи.
С учётом подключения трех генераторов к одному блочному трансформатору выбираем трансформаторы ТЦ 1000000/500 со следующими номинальными параметрами:
S ном. тр
= 1000 МВ∙А, U вн ном
= 525 кВ, U нн ном
= 15,75 кВ,
ΔР к
= 2 МВт, ΔР х
= 0,6 МВт, R т
= 0,55 Ом, Х т
= 40 Ом.
При числе присоединений равном четырем на напряжении 500 кВ выбираем схему четырехугольника. На промежуточной подстанции остается лишь одна трансформация на 220 кВ, в остальном схемы электрических соединений аналогичны варианту 1 и выглядит следующим образом:
Рис.2.2 Схемаэлектрических соединений для второго варианта электропередачи.
В цепи генераторов:
I max
= 260/(1,73∙15,75∙ 0,85) = 11,213 кА
U ном
= 20 кВ, I ном
= 20 кА, I откл
= 160 кА
ОРУ 750 кВ:
I max
= 1340/(1,73∙750∙0,99) = 1,042 кА
U ном
= 750 кВ, I ном
= 3,15 кА, I откл
= 40 кА
ОРУ 500 кВ:
I max
= 1340/(1,73∙500∙0,99) = 1,563 кА
U ном
= 500 кВ, I ном
= 3,15 кА, I откл
= 40 кА
ОРУ 220 кВ:
I max
= 600/(1,73∙220∙0,99) = 1,59 кА
U ном
= 220 кВ, I ном
= 3,15 кА, I откл
= 56 кА.
3. Технико-экономическое сравнение двух вариантов электропередачи

Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:
Е н
– нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений;
Е н
= 0,12 (для энергетики срок окупаемости 8 лет);
Ко – удельная стоимость сооружения линий,
К п/ст
= К ору
+ К тр
+ К ку
+ К пч

В расчете предварительно не учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. К ку
= 0
К тр
- капиталовложение трансформаторов,
И ∑
= И ∑а.о.р.
+ И ∑потери ээ
, где
И ∑.о.р а.
- издержки амортизацию, обслуживание и ремонт;
И ∑потери ээ
- издержки связанные с потерями электроэнергии.
И ∑а.о.р
= И а.о.р.л
+ И а.о р п/ст

И ∑потери ээ
=И потери ээВЛ
+ И потери тр

а л
– ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.
И потери ээ
= И потери ээ
ВЛ
+ И ∑потери ээ
тр
, где
Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2.
К вл
= к 0(400))
· ℓ 1
= 97∙630 = 43470 тыс. руб.
К ГЭС
= 2100 + 3960 + 6800 = 12860 тыс. руб.
3) К п/ст
= К ору вн 750
+К тр 750
+ К пч 750

К ору вн 750
= 3·700 = 2100 тыс. руб.
К п/ст
= 2100 + 4300 + 6800 = 13200 тыс. руб.
Тогда К å
= 48500 + 12860 + 13200 = 74560 тыс. руб.
И å
а.о.р.
= И å
а.о.р.вл
+ И å
а.о.р. ГЭС
+ И å
а.о.р.н/ст

И å
а.о.р.вл
= 0,028·43470 = 1217,16 тыс. руб.
И å
а.о.р. ГЭС
= 0,078·12860 = 1003,08 тыс. руб.
И å
а.о.р.п/ст
= 0,084·13200 = 1108,8 тыс. руб.
И å
а.о.р
= 1217,16 + 1003,08 + 1108,8 = 3329,04 тыс. руб.
Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
1)ΔW л1
= ΔР л1
τ л1
·α t
, где α t
, = 1
ΔP л1
= S 2
мах
/ U 2
ном
R л
= 1353,5 2
/750 2
11,97 = 38,98 МВт
τ л1
= (0,124 + Т мах.
/10000) 2
8760
W год
= 1340∙2000 +1340∙0,7∙2500 +1340∙0,5∙2500 +1340∙0,3∙1760 = 7,408∙10 6
МВт·ч
Т мах
= W год
/Р мах
= 7,408∙10 6
/1340 = 5528 час.
τ л1
= (0,124 + 5528/10000) 2
·8760 = 4012,59 час
ΔW л1
= 38,98 · 4012,59 = 156410,8 МВт·ч
И потери ээ
ВЛ
= З I
∙ΔW л1
+ З II
∙ΔW кор л1
= 2∙10 -2
∙156410,8 + 1,75∙10 -2
∙100800 = 4892,2 тыс. руб.
Определим издержки на потери энергии в трансформаторах:
И потери ээ
тр
= З I
∙ΔР к.з
(S нг.мах.
/S ном.т
) 2
.τ т
+ З II
∙ΔР х.х
·8760
И потери ээ
тр 750/10
= 2∙10 -2
∙1/2∙0,8∙(1353,5 .
/1251) 2
∙4012,59 + 1,75∙10 -2
∙2·0,4·8760 = 160,22 тыс. руб.
И потери ээ
тр 750/500
= 2∙10 -2
∙1/2∙0,7∙(1353,5 .
/1251) 2
∙ 4012,59 + 1,75∙10 -2
∙2·0,28∙8760 = 118,73 тыс. руб.
И потери ээ
тр Σ
= 160,22 + 118,73 = 278,95 тыс. руб.
И потери ээ
Σ
= И потери ээ
ВЛ
+ И потери ээ
тр Σ

И потери ээ
Σ
= 4892,2 + 278,95 = 5171,15 тыс. руб.
И ∑
= 3329,04 + 5171,15 = 8500,19 тыс. руб.
У = ω∙Т в
∙(Р нб
– Р рез
)∙ε н
∙У ов

ε н
= (Р нб
– Р рез
)/Р нб
= (1340 – 470)/1340 = 0,649
У = 1,26∙1,7∙10 -3
∙870∙0,649∙4,5∙1000 = 5442,47 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны:
З 1
= 0,12·74560+ 8500,19 + 5442,47 = 22889,86 тыс. руб.
1) К л1
= 2∙к 0(500))
· ℓ 1
= 2∙49,9∙630 = 62874 тыс. руб.
К ГЭС
= 1560 + 1864 + 2400 = 5824 тыс. руб.
Тогда К å
= 62874 + 5824 = 68698 тыс. руб.
И å
а.о.р.
= И å
а.о.р.вл
+ И å
а.о.р.ору вн ГЭС

И å
а.о.р.вл
= 0,028·62874 = 1760,472 тыс. руб.
И å
а.о.р. ГЭС
= 0,078·5824 = 454,272 тыс. руб.
И å
а.о.р
= 1760,472 + 454,272 = 2214,744 тыс. руб.
1) Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
ΔW л1
= ΔР л1
· τ л1
· α t
, где α t
, = 1
ΔP л1
= (S 2
мах
/ U 2
ном
)∙ 0,5R л
= 1353,5 2
/500 2
·0,5·9,135 = 33,47 МВт
Т мах
= W год
/Р мах
= 7,408∙10 6
/1340 = 5528 час.
τ л1
= (0,124 + 5528/10000) 2
·8760 = 4012,5 час
ΔW л1
= 33,47 · 4012,5 = 134298,37 МВт·ч
З I
= 2 коп/(кВт∙час), З II
= 1,75 коп/(кВт∙час)
И потери ээ
ВЛ
= З I
∙ΔW л1
+ З II
∙ΔW кор л1
= 2∙10 -2
∙134298,37+ 1,75∙10 -2
∙75600 = 4008,97 тыс. руб.
2) Определим издержки на потери энергии в трансформаторе 500/10:
И потери ээ
тр
= З I
∙ΔР к.з
(S нг.мах.
/S ном.т
) 2
.τ т
+ З II
∙ΔР х.х
·8760
И потери ээ тр
= 2∙10 -2
∙1/2∙2(1353,5 .
/2000) 2
∙4012,5+1,75∙10 -2
∙2∙0,6·8760 = 220,714 тыс. руб.
И потери ээ
Σ
= И потери ээ
ВЛ
+ И потери ээ
тр

И потери ээ
Σ
= 4008,97 + 220,714 = 4229,684 тыс. руб.
И ∑
= 2214,744 + 4229,684 = 6444,428 тыс. руб.
И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:
З 2
= 0,12·68698 + 6444,428 = 14688,188 тыс. руб.
Сравним приведенные затраты для схем 1 и 2
З 1
= 22889,86 тыс. руб .
. З 2
= 14688,188 тыс. руб.
Оценим эту разницу в %: ε = (22889,86 – 14688,188) ·100% /22889,86 = 36%
Т.о. схема 2 обходится значительно дешевле, нежели схема 1, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 2 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.
Рис 2.3 Схема замещения электропередачи.
Рассчитаем параметры схемы замещения.
R л1
= К R
∙ℓ∙r 0
= [1 – (0,664) 2
/3]∙630∙0,029 = 15,58 Ом
X л1
= К Х
∙ℓ∙x 0
=[1 – (0,664) 2
/6]∙630∙0,308 = 179,78 Ом
В л1
= К В
∙ℓ∙b 0
=[1 + (0,664) 2
/12]∙630∙3,6∙10 –6
= 2,351 ∙10 –3
См
Где 0,664 = β 0
∙ℓ , где ℓ = 630 км и
R л1
= К R
∙ℓ∙r 0
= [1 – (0,443) 2
/3]∙420∙0,029 = 11,38 Ом
X л1
= К Х
∙ℓ∙x 0
=[1 – (0,443) 2
/6]∙420∙0,308 = 125,13 Ом
В л1
= К В
∙ℓ∙b 0
=[1 + (0,443) 2
/12]∙420∙3,6∙10 –6
= 1,537∙10 –3
См
Где 0,443 = β 0
∙ℓ , где ℓ = 420 км.
3. Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи

1) U ННдоп
min
= 10,45кВ cosφ гном
= 0,85
5) k з1
= 124,5 % >20% ; k з2
= 197,49 % >20%
k з1
= (Р пр1
– Р 0
)/ Р 0
= (U 1
∙U 2
/X л1
– Р 0
)/Р 0
= (525∙515/89,89 – 1340)/1340 = 124,5 %
k з2
= (Р пр2
– Р 0
)/ Р 0
= (U 2
∙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.
Зададимся напряжением: U2 = 500 кВ и произведём расчёт режима НМ.
Учитывая посадку напряжения на шинах системы, устанавливаем группу реакторов 3хРОДЦ – 60/500.
1) U ННдоп
min
= 10,45кВ cosφ гном
= 0,85
5) k з1
= 245,9 % >20%; k з2
= 838 %>20%
k з1
=(Р пр1
– Р 0
)/ Р 0
= (U 1
∙U 2
/X л1
– Р 0
)/Р 0
=(500∙500/179,78 – 402)/402 = 245,9 %
k з2
= (Р пр2
– Р 0
)/ Р 0
=(U 2
∙U сис
/X л2
– Р сис
)/Р сис
=(500∙488,1/125,13 – 207,9)/207,9 = 838 %
В качестве послеаварийного режима рассматриваем отключение одной цепи линии Л-1.
При этом по линии Л-1 протекает мощность P 0
= 1340 МВт, что больше натуральной мощности линии 500кВ (P c
=852,82МВт), поэтому принимаем напряжение в начале линии U 1
= 1,05∙U ном
= 525 кВ; учтём резерв и УПК.
Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U 2
= 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.
1) U ННдоп
min
= 10,45кВ cosφ гном
= 0,85
5) k з1
=64,27 % >20 %; k з2
=509%>20%
k з1
=(Р пр1
– Р 0
)/ Р 0
= (U 1
∙U 2
/X л1
– Р 0
)/Р 0
=(525∙490/87 –1800)/1800 = 64,27 %
k з2
= (Р пр2
– Р 0
)/ Р 0
=(U 2
∙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.
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 сис
2
∙Y 2
/2 = 474,42 Мвар
Определим значение Q′′ л2
, при котором U 2
будет не более 500 кВ.
Q′′ л2
= [(U сис
– U 2
)∙ U сис
– Р′′ л2
∙R2]/X2 = [(510 – 500)∙510 – 1151,85∙7,015]/66,82
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′′ л2
2
+ Q′′ л2
2
]∙ R2/ U сис
2
= 1151,85 – [1151,85 2
+ 35,58 2
]∙ 7,015/ 510 2

Q′ л2
= Q′′ л2
– [Р′′ л2
2
+ Q′′ л2
2
]∙ Х2/ U сис
2
= –35,58 – [1151,85 2
+ 35,58 2
]∙ 66,82/ 510 2

U 2
= U сис
– ( Р′′ л2
∙R2+ Q′′ л2
∙X2)/ U сис
= 510 – (1151,85 ∙7,015– 35,58 ∙66,82)/510
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
+ U 2
2
∙Y 2
/2 = – 376,75 + 498,82 2
∙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.
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.
U 2
= U 1
/cos(β 0
∙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.
Что равно напряжению на шинах промежуточной подстанции, питающейся от системы.
Определим возможность существования такого режима для генератора.
Q р
= 2∙180∙ (U 2хх
/525) 2
= 2∙180∙ (497,868/525) 2
= 323,75 Мвар
Q′′ л1
= Q р
– U 2хх
2
∙Y 1
/2 = 323,75 – 497,868 2
∙1,862∙10 –3
/2 = 92,98 Мвар
Q′ л1
= Q′′ л1
+ Q′′ л1
2
∙Х 1
/ U 2хх
2
= 92,28 + 92,28 2
∙145/ 497,868 2
= 97,26 Мвар
Q л1
= Q′ л1
– U 1
2
∙Y 1
/2 = 97,26 – 525 2
∙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 л1
2
∙Х т1
/ U 1
2
= 20,65 + 20,65 2
∙61,3/525 2
= 20,745 Мвар
I г
= 0,764 кА < I г ном
= 10,997 кА
Исследуем возможность самовозбуждения генератора.
Х с
= 1/[j∙Y 1
/2] = 1/[ j∙1,862∙10 –3
/2] = – j∙1074,11 Ом
Х р
= j∙ U ном
2
/Q р
= j∙ 525 2
/180 = j∙1531,25 Ом
Х 1
= 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)
Z внеш
=Х с
∙Х 1
/(Х с
+Х 1
) = – j∙1074,11∙[9,08–j∙819,26] /(– j∙1074,11+ 9,08– j∙819,26)
Х d
= Х
d

∙U ном
2
/S ном
+ j∙Х т1
= j∙1,31∙500 2
/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
Тогда Q л1
= –159,35 + 360 = 200,65 Мвар.
Q г
= Q л1
+ Q л1
2
∙Х т1
/ U 1
2
= 200,65 + 200,65 2
∙61,3/525 2
= 209,6 Мвар
Напряжение генератора находится в допустимых пределах.
Следовательно, генератор не перегружен по току.Исследуем возможность самовозбуждения генератора.
Х с
= 1/[j∙Y 1
/2] = 1/[ j∙1,862∙10 –3
/2] = – j∙1074,11 Ом
Х р
= j∙ U ном
2
/(2∙Q р
) = j∙ 525 2
/360 = j∙765,625 Ом
Х 1
= 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)
Z внеш
=Х с
∙Х 1
/(Х с
+Х 1
)+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 ном
2
/S ном
= 1,31∙500 2
/353 = 927,76 Ом
Z вн
носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора, но т.к. X d
= 989 Курсовая работа: Выбор параметров и анализ режимов электропередачи
Русский Язык И Литература 10 Класс Сочинение
Курсовая работа: Планировка и оформление ресторанов и торговых помещений
План Сочинения По Русскому Огэ 9.3
Реферат по теме Социальная помощь инвалидам
Как Оформить Диссертация В Библиографическом Списке
Реферат На Тему Юридическое Понятие Личности
Реферат На Тему Жизненный Цикл Программного Обеспечения
Реферат: Отходы одна из основных проблем экологии планеты
Введение Сочинение Вечные Ценности
Контрольная Работа Метод Координат Решение
Реферат: Анализ экономической ситуации в России и Липецкой области в 2009-2010 году
Реферат На Тему Языческие Боги
Реферат по теме Фотография
Реферат: The Significance Of The Scarlet Letter 2
Реферат: Идеология друидизма. Скачать бесплатно и без регистрации
Политическая Психология Реферат
Сочинение Рассуждение Что Значит Быть Воспитанным Человеком
Смысл Педагогической Деятельности Эссе
Как Пишется Историческое Эссе
Научная Концепция Реферат
Статья: Влияние психологических факторов на выбор проблем, требующих решения
Сочинение: Если б я был губернатором ...
Сочинение: Тема революции и гражданской войны в романе Б. Л. Пастернака «Доктор Живаго»