81
C.
Генератор:
Выбран ветрогенератор EnVentus™ 5 МВт В162-5.6
МВт 50/60 Гц
В исходных данных генераторного узла по модели PU
необходимо указать генерируемую им активную мощность
P и заданное напряжение U в узле подключения генератора,
которое он будет "стремиться" выдержать за счет
изменения генерируемой им реактивной мощности Q.
Дополнительно к указанным данным, необходимо ввести
ограничения на величину генерируемой реактивной
мощности Q, т.к. она не может меняться безгранично.
Допустимый
диапазон
изменения
генерируемой
реактивной мощности связан с ограничениями по току
статора и току ротора и обычно представляется в виде
зависимости Q=f(P). Для каждого генератора эта
зависимость индивидуальна.
Номинальная активная мощность в 200 МВт
достигается
при
строительстве
36
ветряных
электроустановок (ВЭУ), установленной мощностью по 5,6
МВт.
Активная мощность ВЭС (36 ВЭУ), (МВт): P
уст
=201,6
МВт
Мощность собственных нужд принимается в размере
5% от установленной мощности и равна P
сн
= 10,08 Мвт
Напряжение в узле подключения генератора: U
ном
= 10,5
кВ
IV.
А
НАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЁТОВ ЗИМНЕГО
РЕЖИМА МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК
(+5
°С
)
Результаты наиболее тяжелых режимов аварийных
отключений в ремонтных схемах представлены в таблице
I.
Рассмотрели следующие схемно-режимные ситуации:
1.
Параметры электроэнергетической системы при
нормальной схеме.
2.
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Заинск-Узловая
1 при ремонте ВЛ 110 кВ Заинск-Акташ 1
Результаты наиболее тяжелых режимов аварийных
отключений в ремонтных схемах представлены в таблице
I.
В таблице приведен ряд сокращений, где:
ДДТН – длительно-допустимая токовая нагрузка, А;
АДТН – аварийно-допустимая токовая нагрузка, А;
P, Q – активная и реактивная мощность, МВт и МВар;
I – максимальный ток в линии, А;
Vнач и Vкон- напряжение в начале и конце линии, кВ.
V.
В
ЫВОД
При аварийном отключении ВЛ 220 кВ Заинск-Узловая
1 при ремонте ВЛ 110 кВ Заинск-Акташ 1 возникает
перегрузка ВЛ 110 кВ Заинск-Акташ 2 (в размере 726 А,
что составляет 121% от величины АДТН=600 А) и ВЛ 110
кВ Северозападная-Акташ 2 (в размере 637 А, что
составляет 106,2% от величины АДТН=600 А).
Решение 1: Для устранения перегрузки на ВЛ 110 кВ
Заинск-Акташ 2 и ВЛ 110 кВ Северозападная-Акташ 2
использовалась 2 ступень автоматики ограничения
перегрузки оборудования (АОПО), а именно: отключение
с запретом автоматического повторного включения (АПВ)
выключателя ВЛ 110 кВ Узловая-Северозападная 1,2 (ОВ-
110 кВ) со стороны ПС 220 кВ Узловая.
Результат 1: Устранена перегрузка на ВЛ 110 кВ
Северозападная-Акташ 2, однако на ВЛ 110 кВ Заинск-
Акташ 2 сохраняется перегрузка в размере 679 А, что
составляет 113,13% от величины АДТН=600 А.
Следовательно, вторая ступень АОПО недостаточна,
необходимо использовать третью ступень АОПО.
Решение 2: Для устранения перегрузки на ВЛ 110 кВ
Заинск-Акташ 2 используется 3 ступень АОПО, а именно:
отключение с запретом АПВ выключателя 110 кВ ВЛ
Заинск-Акташ 1,2 (ОВ-110 кВ) со стороны Заинской ГРЭС.
Результат 2: Перегрузка на ВЛ 110 кВ Заинск-Акташ 2
устранена.
Список литературы
[1]
Нормальная схема операционной зоны Республики Татарстан.
[2]
Программный комплекс «RasrtWin3» Руководство пользователя,
Неуймин В. Г., Машалов Е. В., Александров А. С., Багрянцев А. А.,
2019г., 324 стр.
[3]
ГОСТ Р 58670-2019 «Расчеты электроэнергетических режимов и
определение технических решений при перспективном развитии
энергосистем» Нормы и требования, Москва Стандартинформ, 2019
г
[4]
СП 131.13330.2018 «СНиП 23-01-99* Строительная климатология».
[5]
Энергосистема: схемы замещения и модели элементов для расчета
установившихся режимов (теория с примерами), 2007 г., 57 стр.
[6]
Справочник
по
проектированию
электрических
сетей,
Д.Л.Файбисович, издание 4-е, Москва ЭНАС, 2012г. стр.248-249.
