Расчет и анализ режимов электроэнергетической системы в Сахалинском крае, страница 9

Тип	ЛТДН-40000/10
Номинальная мощностьSН, МВА	40
Номинальное напряжение UН, кВ	11
Потери холостого хода DPХ, кВт	7
Ток холостого хода IХ, %	2,5
Потери КЗ DPК, кВт	54
Реактивное сопротивление обмоток X, Ом	0,03
Диапазон регулирования напряжения, %	±10х1,5

Табл. Параметры Г-образной схемы замещения линейного регулятора

Z12, Ом	4,08×10-3+j0,03
Z10, Ом×103	0,85- j121
к	1

Модели нагрузок и источников

Узел 304, к которому подключена приемная система, задаётся балансирующим (тип VФ). Указываются модуль и угол напряжения. Узел 301, к которому подключена ТЭС, задаётся генераторным узлом типа PV, для которого указываются генерируемая мощность, модуль и стартовое значение угла напряжения. Нагрузки моделируются узлами типа PQ. Для них задаётся статическая характеристика нагрузки, потребляемая мощность и начальные приближения модуля и угла напряжения.

Вывод:

Получена схема замещения для прямой последовательности проектируемой сети и определены параметры всех ее элементов, включая  воздушные линии, трансформаторы и автотрансформаторы, реакторы, источники и нагрузки. Определены конструктивные параметры ВЛЭП и трансформаторов.

Расчёт и анализ характерных режимов

В этом разделе проводится расчёт характерных режимов сети, анализ результатов  и, при необходимости, корректировка параметров сети и повторный расчёт.

Режим наибольшей нагрузки

Имеет место зимой с 12 до 16 ч, когда потребляемая мощность составляет 644 МВт. ТЭС вырабатывает 400 МВт, остальная мощность покрывается системой. В этом режиме на шинах ТЭС поддерживается максимальное длительно допустимое напряжение на 5 % выше номинального, т.е. 525 кВ ([5], стр.17), что может оказаться целесообразным для уменьшения потерь на нагрев проводов линии и  повышения устойчивости параллельной работы ТЭС с системой.

Примеры справочного и рабочего файлов приведены в приложениях a и b. В приложении c приведены результаты расчётов.

Расчёт показал, что в исходной схеме напряжение в узле 2 (середина ВЛ ТЭС-П1) напряжение составляет 531 кВ, что больше допустимых 525 кВ, в систему передаётся 565 Мвар реактивной мощности, к генераторам ТЭС –185 Мвар. Для устранения этих явлений были установлены 5 групп шунтирующих реакторов РОДЦ – по две группы в узлах 3 и 4 и одна группа в узле 1. Повторный расчёт показал, что напряжение в узле 2 понизилось до 521 кВ, из системы поступает 23 Мвар реактивной мощности, а генераторы ТЭС вырабатывают 94 Мвар реактивной и 400 МВт активной мощности, их . Напряжения в остальных узлах не выходят за пределы допустимых.

Q=23 Мвар

P=257 МВт

Q=94 Мвар

P=400 МВт

На шинах 10 кВ потребителей с помощью устройств РПН и линейных регуляторов поддерживается напряжение 10 ± 5% кВ, что соответствует ГОСТ.

 

Таким образом, после установки реакторов режим удовлетворителен как по напряжению, так и по потокам мощностей.

Режим наименьшей нагрузки

Имеет место летом в 24 ч, когда потребляемая мощность составляет 142 МВт. ТЭС вырабатывает 550 МВт, большая часть которых уходит в систему. На шинах ТЭС поддерживается номинальное напряжение.

В исходной схеме напряжения в узлах 13 и 15 превосходят допустимые и 12 кВ, а генераторы ТЭС и система потребляют соответственно 263 и 453 Мвар реактивной мощности. После установки 4 групп реакторов (одна группа в узлах 1 и 3, две – в узле 4) напряжения во всех узлах в допустимых пределах, генераторы ТЭС потребляют 6 Мвар реактивной мощности, в систему поступает 31 Мвар реактивной мощности.