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
Послеаварийный режим
Выбор основных параметров и анализ режимов электропередачи
32953
знака
3
таблицы
9
изображений
2.3 Послеаварийный режим
Этот режим отличается от режима наибольшей передаваемой мощности тем, что происходит аварийное отключение одной цепи головного участка электропередачи.
Задачей расчёта в данном случае является определение допустимости такого режима и выбор средств, обеспечивающих работу электропередачи.
Поскольку наибольшая передаваемая мощность по головному участку (P0 = 700 МВт) значительно больше натуральной мощности линии (PC = 356,4 МВт), то необходимо задействовать оперативный резерв приёмной системы для разгрузки головной линии. Тогда P0 = P0 – РРЕЗ = 700 – 200 МВт = 500 МВт
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
Принимаем: U1 = 340 кВ, U2 = 330 кВ
МВт
Ом; 
131,98 Ом
См
; 
; 
МВАр
МВАр
13,67 кВ
МВАр
0,986
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
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 = – 75 МВАр
Принимаем 
МВт (собственные нужды подстанции и местная нагрузка).
МВт
МВт
МВАр
МВАр
МВАр
= 331,96 кВ
МВт
МВАр
239,44 кВ
МВт
МВАр
МВАр
Мощность синхронного компенсатора 
132,3 МВАр
11,41 кВ
Принимаем U3 = 330 кВ
МВт; 
МВАр
МВАр
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
334,0 кВ
МВт
МВАр
0,981
Проверка технических ограничений:
кВ < 
кВ < 
кВ
(на выдачу)
кВ < 
кВ < 
кВ
Проверим напряжение в середине линии 2:
Ом
МВА
кА
кВ
кВ < 
кВ
Таким образом, в этом режиме необходимо установить только 2 синхронных компенсатора типа КСВБ-100–11 на промежуточной подстанции.
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