Занятие 17. Применение устройств компенсации реактивной мощности

Гидростанция электропередачей 500 кВ, имеющей одну промежуточную подстанцию с отбором мощности, связана с приемной системой. Схема электропередачи приведена на рис. 17.1. На гидростанции установлено 4 генератора типа ВГС мощностью по 250 МВт каждый. В режиме холостого хода каждый генератор может принять мощность, равную 70 Мвар. Трансформаторы ГЭС типа ТЦ-630000/500: x _т = 61,3 Ом; Δ Q _хх = 2,01 Мвар. Линия выполнена проводами 3х(АС 330/43): r ₀ = 0,029 Ом/км; x ₀ = 0,299 Ом/км; b ₀ = 3,74·10^-6 Cм/км; z _в = 282 Ом.

Головной участок имеет длину 420 км, второй участок – от промежуточной подстанции до приемной системы – 180 км. Параметры схемы замещения, определенные с учетом поправочных коэффициентов, учитывающих распределенность параметров, имеют следующие значения:

головной участок

Ом; 1/Ом;

второй участок

Ом; 1/Ом;

На промежуточной подстанции установлены две группы автотрансформаторов 3х(АОДЦТН-167000/500/220). Эквивалентное сопротивление обмоток автотрансформаторов (для двух групп), приведенное к стороне высшего напряжения составляет x _в = 29 Ом; x _с = 0; x _н = 50,5 Ом.

Активным сопротивлением обмоток, ввиду его малости, пренебрегаем. На шинах 10 кВ подстанции включено два синхронных компенсатора мощностью по 100 Мвар. В рассматриваемом режиме их суммарная мощность составляет 160 Мвар. На эти же шины включена нагрузка S _н10 = 60+ j 32 МВА. На шинах 220 кВ подстанции имеется нагрузка S _н220 = 540+ j 290 МВА.

Требуется: определить параметры режима холостого хода головного участка электропередачи в случае синхронизации генераторов ГЭС на промежуточной подстанции.

Решение.

Определим напряжение U ₂, которое будет на шинах 500 кВ промежуточной подстанции в этом режиме. Зададимся величиной напряжения в узловых точках схемы замещения равной номинальному значению (приведенная величина).

Определим значения мощностей в участках схемы замещения (рис. 17.2).

Рис. 17.1. Схема электропередачи в режиме синхронизации на промежуточной подстанции

Рис. 17.2. Схема замещения электропередачи

Мощность на выходе обмотки низкого напряжения при Q _ск = 200 Мвар

МВА.

Потери реактивной мощности в этой обмотке

Мвар.

Потерями активной мощности ввиду их малости пренебрегаем.

Мощность на входе обмотки низшего напряжения автотрансформатора равна

МВА.

Из уравнения баланса мощностей в нулевой точке находим мощность, подтекающую к этой точке со стороны обмотки высшего напряжения

МВА.

Потери мощности в обмотке высшего напряжения автотрансформатора

МВАр.

Откуда мощность, подтекающая к обмотке высшего напряжения со стороны шин 500 кВ, равна

МВА.

Если учесть, что потери реактивной мощности на намагничивание каждого автотрансформатора составляют 2,1 МВАр, то с учетом двух автотрансформаторов будем иметь

МВА.

Определим зарядную мощность участка линии, прилегающего к подстанции

МВАр,

откуда

МВАр.

Потери мощности в линии составляют

МВт;

МВАр.

Найдем мощность этой линии в точке примыкания ее к системе без учета зарядной мощности

МВА,

Зарядная мощность участка линии, примыкающего к системе, равна

МВАр.

Мощность линии оттекающая с шины системы составляет величину

МВА,

что соответствует коэффициенту мощности cosφ = 0,99.

Найдем действительную величину напряжения на шинах промежуточной подстанции

Найдем действительную величину напряжения на шинах нагрузки. Напряжение на шинах 220 кВ будет определяться выражением

кВ.

Или с учетом номинального коэффициента трансформации равного действительное напряжение на шинах 230 кВ будет равно

кВ.

Величина этого напряжения может быть изменена путем регулирования с помощью РПН, в зависимости от условий работы нагрузки, включенной на шины 220 кВ.

Действительная величина напряжения на шинах 10 кВ будет равна

кВ.

или с учетом номинального коэффициента трансформации

; кВ.

Для осуществления синхронизации на отключенном конце головного участка должно быть напряжение равное U ₂. Отсюда напряжение в начале линии равно

кВ.

Реактивная мощность, стекающая с линии, имеет величину

МВАр.

Напряжения U ₁, U ₂, а следовательно и величину Q ₁ можно изменить путем регулирования мощности синхронного компенсатора. Задаваясь рядом значений этой мощности повторим расчет. Результаты этих расчетов приведены в табл.17.1.

Таблица 17.1

Проверим возможность поглощения реактивной мощности, стекающей с линии, генераторами ГЭС, приняв, что к линии подключен только один трансформатор.

Потери реактивной мощности в трансформаторе ГЭС равны

МВАр,

откуда мощность на шинах генераторов равна

МВАр.

В условиях задачи было указано, что каждый генератор может принять реактивную мощность не более 70 Мвар. Следовательно, мощность, подтекающая к генераторам, больше, чем они в состоянии потребить. Поэтому с целью разгрузки генераторов от реактивной мощности в начале линии необходимо установить реактор. Его мощность может быть найдена из условия:

.

Здесь МВАр,

где Δ Q _х – потери в стали на намагничивание. Откуда

МВАр.

Выбираем группу однофазных реакторов типа РОДЦ-60000/525/√3 общей мощностью 180 Мвар (при номинальном напряжении). Эти реакторы должны подключаться к началу головного участка линии в синхронизационных режимах и режимах холостого хода, подобных рассмотренному.

Учтем, что в данном режиме напряжение в начале линии снижено, поэтому группа реакторов будет потреблять мощность меньше номинальной. При напряжении в начале линии, равном 433 кВ, группа реакторов будет потреблять мощность

Мвар.

Отсюда следует, что для разгрузки генераторов от стекающей с линии реактивной мощности требуется установка еще одной группы реакторов.

Поскольку в данном случае предусматривается параллельная работа двух генераторов на разомкнутую линию, необходимо проверить устойчивость их совместной работы. Однако такая проверка здесь не рассматривается.

Вопрос о включении реакторов в других режимах (режимы малых нагрузок, синхронизация на шинах ГЭС и др.) должен решаться на основании анализа этих режимов.