Выбор схем электрических соединений и оборудования подстанции ГЭС и промежуточной подстанции
Технико-экономическое сравнение вариантов выполнения электропередачи и выбор целесообразного
Расчёт основных рабочих режимов электропередачи
Режим наименьшей передаваемой мощности
Тыс. руб
Послеаварийный режим
Синхронизационные режимы передачи
Синхронизация на шинах передающей станции
Навигация
Режим наименьшей передаваемой мощности
Выбор основных параметров и анализ режимов электропередачи
32953
знака
3
таблицы
9
изображений
2.2 Режим наименьшей передаваемой мощности
По условию в этом режиме наибольшая передаваемая мощность по головному участку, а также мощность потребителей промежуточной подстанции составляют 30% от соответствующих значений для режима наибольших нагрузок, то есть:
P0 = 700·0,3 = 210 МВт; PПС = 350·0,3 = 105 МВт.
В связи с этим отключены 3 блока на ГЭС, а также по одной цепи линии на каждом участке (для снижения избытка реактивной мощности в электропередаче); считаем, что все автотрансформаторы остаются в работе.
Параметры элементов схемы замещения:
• Линия 1: 
Ом; 
Ом; 
См;
МВт
• Линия 2: 
Ом; 
Ом; 
См;
МВт
• Группа трансформаторов ГЭС: 
Ом
• 2 автотрансформатора 330/220 кВ (АТ):
Ом; 
; 
Ом
Передаваемая по линиям мощность в этом режиме значительно меньше натуральной, поэтому в линиях возникает избыточная реактивная мощность, которая стекает с линий, загружая генераторы передающей станции и приёмную систему. Одновременно повышается напряжение в средней зоне участков электропередачи. С целью снижения генерации реактивной мощности и обеспечения допустимых значений напряжения в середине линии, зададимся напряжением U1 не выше номинального и проведём расчёт режима при различных значениях U2 для отыскания оптимального перепада напряжений.
U1 = 330 кВ, U2 = 330 кВ
МВт
Ом; 
Ом
См
; 
; 
МВАр
МВАр
Устанавливаем в начале первого участка электропередачи 1 группу реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 с целью поглощения избыточной реактивной мощности, стекающей с линии к генераторам (иначе UГ < UГ.ДОП.). Тогда:
МВАр
13,158 кВ
МВАр
0,997
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
Устанавливаем в конце первого участка электропередачи 1 группу реакторов 3×РОДЦ – 60000/500 с целью поглощения избыточной реактивной мощности, стекающей с обеих линий. Тогда:
МВАр
Методом систематизированного подбора подбираем Q2 так, чтобы, получить коэффициент мощности в конце второго участка электропередачи не ниже заданного (
), а напряжение U3 на шинах системы близким к номинальному (330 кВ).
Q2 = – 81 МВАр
Принимаем 
МВт (собственные нужды подстанции и местная нагрузка).
МВт
МВт
МВАр
МВАр
МВАр
= 327,61 кВ
МВт
МВАр
240,25 кВ
МВт
МВАр
МВАр
Мощность синхронного компенсатора 
17,26 МВАр
10,67 кВ
Приведенные затраты:
Похожие работы
... ;U2/Xл1 – Р0)/Р0 =(525∙490/87 –1800)/1800 = 64,27 % kз2 = (Рпр2– Р0)/ Р0 =(U2∙Uсис/Xл2– Рсис)/Рсис=(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 ...
... luc – программа используется для разложения матрицы на треугольные сомножители; rluc – программа, которая отвечает за решение системы уравнений. 4. Разработка адаптивной системы управления режимами электропотребления 4.1 Функции автоматизированной системы Сбор, накопление и передача информации, характеризующей режим электропотребления комбината (информация о нагрузках). Сбор, накопление ...
... 2.6 Анализ режимов работы по группе скважин оборудованных УЭЦН Проведён анализ режимов работы по группе скважин. Коэффициент подачи установки в оптимальном режиме эксплуатации, рекомендуется 0,8-1,2. Таблица 9. Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН № скв Тип УЭЦН Н Кпод Ндин Рпл Рзаб %в Qн Qв 934 УЭЦНA5-60-1200 1450 0,63 1385 157 50 88 75 73,3 936 УЭЦНA5 ...
... сети Экономическая оценка работы спроектированной системы тягового электроснабжения не может быть выполнена без оценки потерь электроэнергии в ее элементах. Потери электроэнергии в системе тягового электроснабжения складываются, в основном, из потерь в тяговой сети и потерь в трансформаторах. Ниже выполнен расчет этих потерь. В результате расчета получены: значения годовых потерь энергии в ...
0 комментариев