Анализ полученных результатов показывает, что напряжения не превышают допустимых 363 кВ на ЛСВН и 126 кВ на ЛРЭС; реактивная мощность не потребляется ни на ГЭС, ни на системе.
4.2. Расчёт и анализ режима наименьших нагрузок.
Из графиков нагрузок (таблица 1.1. и 1.2.) следует, что наименьшая нагрузка будет в интервале времени Dt = 3 – 4 часа летом и составляет 121.5 МВт. При этом расчётные нагрузки в узлах сети составляют: P1 = 108 МВт, P2 = 7.2 МВт, P3 = =6.3 МВт, PГЭС = 500 МВт.
Основные задачи расчёта данного режима являются: определение мер по компенсации реактивной мощности и регулированию напряжения. Произведённый предварительный расчёт показал, что идёт потребление реактивной мощности из сети ГЭС (QГЭС = 212 Мвар) и системой (QС = 121 Мвар). При этом даже при номинальных напряжениях на источниках заметно увеличились напряжения в ЛСВН (например, U8 = 351 кВ). Считаю целесообразным оставить номинальными напряжения на источниках; на шинах ГЭС и системы подключить по два реактора и принять следующие коэффициенты трансформации: КТ = 11.251 (- 4 ´ 1.77%), КАТ = 2.813 (+ 1 ´ 2%). С учётом указанных изменений выполнен повторный расчет, результаты которого представлены в приложении 5.
Анализ полученных результатов показывает, что напряжения не превышают допустимых 363 кВ на ЛСВН и 126 кВ на ЛРЭС, но имеется потребление реактивной мощности на ГЭС (QГЭС = 70 Мвар). Считаю, что установка ещё одного реактора не целесообразна, так как такой избыток реактивной мощности может быть поглощён генераторами ГЭС, при этом коэффициент мощности составляет cos(j) = 0.99.
4.3. Расчёт и анализ послеаварийного режима.
Целью расчёта данного режима является определение мер по регулированию напряжения в сети. Наиболее тяжёлым в этом плане окажется режим при отключении ЛСВН соединяющей непосредственно ГЭС и АТП. Для проведения предварительного расчёта пришлось нагрузку P1 = 400 МВт вследствие несходимости итерационного процесса задать сопротивлением R = 22 Ом. При этом из-за протекания значительной мощности по одной ЛСВН (P » 475 МВт) и относительно большого её индуктивного сопротивления напряжение на шинах высокого напряжения АТП составляет U8 » 240 кВ, а низкого U9 = 83 кВ. Из системы выдаётся реактивная мощность даже превышающая активную, а ГЭС наоборот её потребляет. Дальнейшие расчёты с поднятием напряжения на шинах ГЭС и регулированием коэффициента трансформации на АТП показали недостаточность имеющихся средств регулирования. Поэтому для исключения полного отключения при аварии ЛСВН соединяющей непосредственно ГЭС и АТП, а также для увеличения её пропускной способности считаю целесообразным вместо неё принять к установке двухцепную линию. Тогда наиболее тяжёлой аварией будет отключение ЛСВН непосредственно соединяющей систему и АТП. В этом случае необходимо подключить по два реактора на ГЭС и системе и принять следующие коэффициенты трансформации: КТ = 11.251 (- 4 ´ 1.77%), КАТ = 2.813 (+ 6 ´ 2%). С учётом указанных изменений выполнен повторный расчет, результаты которого представлены в приложении 6.
Анализ полученных результатов показывает, что даже при номинальных напряжениях, что необходимо для снижения зарядной мощности ЛСВН, возможно поддержание приемлемых напряжений в ЛРЭС (U9 = 124 кВ) и на низком напряжении автотрансформаторов (U10 = 10.2 кВ). При этом ГЭС потребляет незначительную реактивную мощность QГЭС = 6,9 Мвар (cos(j) = 0.999), а система вырабатывает QС = 55,4 Мвар (cos(j) = 0.95).
4.4. Общий анализ расчётов режимов сети.
Как видно из произведённых расчётов возникает довольно много сложностей с поддержанием требуемых параметров напряжений и перетоков мощностей в различных режимах работы сети. Оказалось, что в результате расчёта послеаварийного режима для его удовлетворительности пришлось изменить параметры ЛСВН. То есть привычные для студентов методики выбора параметров проектируемых сетей необходимо дополнять расчётами режимов, тем более что с программой МАСКАРАД они не составят больших трудностей.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.