|
Форум посвящен вопросам релейной защиты и автоматики (РЗА). Обмену опытом и общению релейщиков. |
Вы не вошли. Пожалуйста, войдите или зарегистрируйтесь.
Советы бывалого релейщика → Учимся делать расчёты → Расчет потерь ЛЭП от передачи реактивной мощности
|
 |
Чтобы отправить ответ, вы должны войти или зарегистрироваться
Добрый день, коллеги!
Необходимо определить потери в ЛЭП 220 кВ от передачи реактивной мощности 30 МВар.
Считаю так:
1. Определяем сопротивление одной фазы r=p*L=0,075*27,5=2,07 Ом
2. Определяем потери в ЛЭП от передачи реактивной мощности: dPр=Q2*r/U2=3,3 кВт.
Правильно ли я рассчитал?
В какой литературе доходчиво написано про потери в линиях?
Спасибо!
dPр=Q2*r/U2=3,3 кВт.
dP=(S/U)^2*r=( (P^2+Q^2)/U^2 )*r=P^2/U^2*r + Q^2/U^2*r =dPaктивн+dPреакт. Вроде все верно.
Вообще бы по-хорошему, учесть емкости сети. Но, судя по всему, разница будет небольшая.
30 Мвар это мощность нагрузки без учета зарядной мощности линии? При длине 27,5 км и напряжении 220 кВ суммарная зарядная мощность линии порядка 3,5-4,5 Мвар. В классической П-образной схеме замещения эта зарядная мощность делится на 2 и учитывается отдельно в начале и конце линии. Потери мощности в линии обычно считаются исходя из мощности в конце линии (с учетом зарядной) и напряжения в конце линии (или номинального напряжения).
Алгоритм можно посмотреть в Идельчик В.И. Электрические системы и сети.
Необходимо определить потери в ЛЭП 220 кВ от передачи реактивной мощности 30 МВар.Считаю так:1. Определяем сопротивление одной фазы r=p*L=0,075*27,5=2,07 Ом2. Определяем потери в ЛЭП от передачи реактивной мощности: dPр=Q2*r/U2=3,3 кВт.Правильно ли я рассчитал?
Если имеется ввиду трёхфазная сеть, то неправильно.
При чисто реактивной нагрузке 30 МВА, и без учета емкостного тока ВЛ, ток в каждой из трёх фаз равен: 30000/1,732/220=78,7А.
Потери в одной фазе 78,7*78,7*2,07=12,82кВт.
Потери в линии 12,82*3=38,46кВт.
Если имеется ввиду трёхфазная сеть, то неправильно.
Это зависит от того, какие величины берутся. Обычно мощность имеется в виду трехфазная (во всех трех фазах), напряжение линейное.
dP=3*I^2*r (3 симметричные фазы, в каждой течет ток I)
I=S/(3^0,5*U)
Тогда
dP=3*(S/(3^0,5*U))^2*r = 3*S^2/(3*U^2)*r=(S/U)^2*r
| Присоединяйтесь!!! Мы в социальных сетях и на Ютуб. |
retriever, формулы то правильные, но разве правильно что в #1 получилось 3,3 кВт?
В #1# немного напутано с размерностью. Нужно иметь ввиду что в числителе мега, в знаменателе кило.
В #1# немного напутано с размерностью. Нужно иметь ввиду что в числителе мега, в знаменателе кило.
Да, вы правы, Спасибо!
30 Мвар это мощность нагрузки без учета зарядной мощности линии? При длине 27,5 км и напряжении 220 кВ суммарная зарядная мощность линии порядка 3,5-4,5 Мвар.
Зарядную мощность не учитывал.
По хорошему зарядную мощность нужно бы учесть.
Коллеги а есть ли документ, обязывающий сетевые организации осуществлять компенсацию реактивной мощности на своих ПС?
Интересует тема про избыток реактивки в связи с повсеместным внедрением кабелей высокого напряжения. Наверняка какие то работы, статьи были по этому вопросу. Еще интересен вопрос как это реализовано за рубежом.
Спасибо!
именно сетевые нет.
есть приказ Минэнерго , довольно старый о допустимом косинусе.
сетевая компания в данном случае сторона заинтересованная в том, чтобы напряжения были в пределах.
Хотя, если вы трудитесь там же, где и раньше, то район крайне проблемный с точки зрения компенсации зарядной мощности.
Его надо решать втроем - системному, генерации и сетям.
Основные пути - суточный цикл РПН, АСТГ и компенсация за счет ШР 220 кВ.
Оптимальное соотношение между реакторами 220 и АСТГ надо делать технико - экономическим обоснованием, заказывая отдельный проект, остальное за счет РПН.
К сожалению не уверен в способности нынешних проектных организаций выполнить качественное ТЭО.
Но какие то базовые ориентиры они дать смогут.
есть приказ Минэнерго , довольно старый о допустимом косинусе.
ПРИКАЗ от 22 февраля 2007 г. N 49. Это он?
сетевая компания в данном случае сторона заинтересованная в том, чтобы напряжения были в пределах
А какие пределы?
Наибольший предел определяется ГОСТ 721-77 «Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В». Например, для класса 220 кВ это 252 кВ. Т.е. верхний диапазон ограничен и превышен быть не может, а вот нижний определяется уровнем напряжения в контрольных пунктах, исходя из условий исключения снижения напряжения на шинах энергообъектов в нормальном режиме и после нормативных возмущений ниже допустимых значений, определенных ГОСТ и ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
Тут есть одно интересное наблюдение:
Импортные генераторы (не знаю насчет отечественных) рассчитаны на работу с +/- 5% Uном. К примеру, они работают через Т связи 242/20 кВ без РПН, тогда верхний предел по напряжению у него 254,1 кВ а нижний 229,9 кВ и в режиме потребления максимальной реактивной мощности генератор может уперется в уставку по напряжению статора или ОМВ и не выбрать весь заявленный диапазон по Q.
крайне проблемный с точки зрения компенсации зарядной мощности.
Это связано с большим количеством КЛ высокого напряжения и недостаточным количеством устройств компенсации на ПС?
Оптимальное соотношение между реакторами 220 и АСТГ надо делать технико - экономическим обоснованием
Кто должен ставить эти реакторы? нет никаких документов обязывающих ставить устройства компенсации в сети 110 кВ и выше. Сколько не смотрел проектов по новых ПС нигде не встречал ни одного реактора (СК, БК) на шинах ВН.
Почему только АСТГ? Синхронные генераторы тоже могут работать в режиме недовозбуждения....
Коллеги у кого то есть статейки по компенсации реактивной мощности, по зарядной мощности линий высокого напряжения, информация о опыте регулирования напряжения и оплате выработки реактивной мощности как услуги по оказанию системной надежности в других странах, например в Белоруссии? Поделитесь пожалуйста.
Импортные генераторы (не знаю насчет отечественных) рассчитаны на работу с +/- 5% Uном. К примеру, они работают через Т связи 242/20 кВ без РПН, тогда верхний предел по напряжению у него 254,1 кВ а нижний 229,9 кВ и в режиме потребления максимальной реактивной мощности генератор может уперется в уставку по напряжению статора или ОМВ и не выбрать весь заявленный диапазон по Q.
И в итоге СО зафиксирует факт невыполнения команды на разгрузку, т.е. к штрафу. Станция получает деньги за заявленный диапазон реактивки и СО будет требовать исполнения этого диапазона. На сколько знаю, раз заявившись с номинальной PQ-диаграммой, изменить её будет уже сложно. Даже техническое обоснование необходимости сужения PQ-диапазона (а установление заводом-изготовителем ограничений +/- 5% Uном таковым не является) в итоге приведет к присвоению метки "отступление от номинальных параметров" и наложению штрафа. Нужно попробовать расширить диапазон +/- 5% Uном, на что скорее всего завод-изготовитель не пойдет. А почему нет РПН на тр-рах? Можно было бы подкорректировать диапазон (само собой автоматический режим работы РПН должен быть выведен).
Кто должен ставить эти реакторы? нет никаких документов обязывающих ставить устройства компенсации в сети 110 кВ и выше.
Как то раз обосновывали установку ШР тем, что в режиме одностороннего отключения ВЛ требуется отключить емкостный ток такой величины, который выключатель отключить не в состоянии.
Как то обосновывали тем, что после одностороннего отключения ВЛ от ЭС отделяется энергорайон, избыток реактивки в котором (опять же из-за реактивки стекающей с ВЛ) превышает способность потреблять реактивку генераторами в выделившемся энергорайоне (хотя по мне было проще ВЧТО с противоположного конца ВЛ отправить по факту отключения выключателя, или АОПН поставить, которая определяла бы работу ВЛ в режиме одностороннего отключения)
Сколько не смотрел проектов по новых ПС нигде не встречал ни одного реактора (СК, БК) на шинах ВН.
Можно на СН или НН поставить, реактивка грузить АТ конечно будет, но если перегрузки не предвидится, то можно и съекономить
А почему нет РПН на тр-рах?
На блочных трансформаторах нет РПН, так заведено еще с советских времен, возможно это где то прописано (в нормах проектирования), предполагалось, регулировать напряжение возбуждением...
а установление заводом-изготовителем ограничений +/- 5% Uном таковым не является
Почему не является?
предполагалось, регулировать напряжение возбуждением...
я потому и пишу, что РПН должен быть выведен в автоматическом режиме
Почему не является?
Тут возможно поторопился. Давайте разбиремся.
Есть "ГОСТ 21558-2000 СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ, ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ И СИНХРОННЫХ КОМПЕНСАТОРОВ Общие технические условия"
4.14 Системы возбуждения должны обеспечивать в продолжительном режиме работы плавное регулирование возбуждения:
- от режима с максимально допустимым отрицательным током возбуждения (для реверсивных систем возбуждения) или от нуля тока возбуждения (для нереверсивных систем возбуждения) до 110 % номинального положительного тока возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов, работающих на сеть;
- от 80 до 11О % номинального напряжения статора при работе турбогенераторов и гидрогенераторов на холостом ходу, воздействием на уставку АРВ;
- от 5 до 110 % номинального напряжения статора при работе турбогенераторов и гидрогенераторов на холостом ходу, воздействием на специальные входы АРВ или устройство ручного управления. Для генераторов с системами самовозбуждения данный режим может быть обеспечен при независимом питании системы возбуждения (например от собственных нужд станции).
если бы не "на холостом ходу", то можно можно было бы однозначно сказать, что ограничения +/-5% Uном от завода изготовителя противоречат требованиям нормативной документации. Может кто знает еще НТД регламентирующие напряжение на выводах генераторах?
если бы не "на холостом ходу", то можно можно было бы однозначно сказать, что ограничения +/-5% Uном от завода изготовителя противоречат требованиям нормативной документации
Цитата из того же ГОСТа: настоящий стандарт... распространяется на ... [перечисление оборудования], изготовляемых по ГОСТ 533, 609 и 5616.
А где гарантия, что оборудование изготовлено именно по этим гостам? Может, стоит там какое-то заграничное поделие?
Как раз:
Импортные генераторы (не знаю насчет отечественных) рассчитаны на работу с +/- 5% Uном.
А где гарантия, что оборудование изготовлено именно по этим гостам? Может, стоит там какое-то заграничное поделие?
Сертифицированные АРВ должны соответствовать СТО 59012820.29.160.20.001-2012 ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ ВОЗБУЖДЕНИЯ И АВТОМАТИЧЕСКИМ РЕГУЛЯТОРАМ ВОЗБУЖДЕНИЯ СИЛЬНОГО ДЕЙСТВИЯ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
5.2. Системы возбуждения синхронных генераторов мощностью 60 МВт и более, а также системы возбуждения синхронных генераторов меньшей мощности в случае, если системы возбуждения таких генераторов имеют в своем составе автоматические регуляторы возбуждения сильного действия, должны соответствовать требованиям ГОСТ 21558-2000 и иметь следующие характеристики:
- быстродействие системы возбуждения при форсировке – не более 0,06 с;
- полное время расфорсировки – не более 0,15 с;
- запаздывание системы возбуждения при форсировке – не более 0,02 с.
Сертифицированные АРВ должны соответствовать СТО 59012820.29.160.20.001-2012 ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ ВОЗБУЖДЕНИЯ И АВТОМАТИЧЕСКИМ РЕГУЛЯТОРАМ ВОЗБУЖДЕНИЯ СИЛЬНОГО ДЕЙСТВИЯ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
Касаемо системы возбуждения, на них проводятся сертификация и имеется сертификат соответствия, а вот как увязать эти требования с тем, что на заводском щитке генератора и в паспорте написано: Напряжение статора 20 кВ +/- 5%.
Присоединюсь к #18, и напишу более подробно то, что я хотел сказать выше
ГОСТ 21558-2000 - это ГОСТ на системы возбуждения.
В этом стандарте написано, что системы возбуждения, сделанные по этому госту, предназначены для генераторов и синохронных компенсаторов, изготовляемых по ГОСТ 533 (машины электрические вращающиеся. турбогенераторы), 609 (машины электрические вращающиеся. компенсаторы синхронные) и 5616 (генераторы и генераторы-двигатели электрические гидротурбинные).
Отсюда - если генераторы сделаны не по ГОСТ 533, 609 или 5616 (а в нашем случае генератор импортный), то в общем случае на них нельзя ставить систему возбуждения, соответствующую ГОСТ 21558, т.е., может, приделать и можно, но придется вносить конструктивные/эксплуатационные изменения...
А есть и другая точка зрения: на всех генераторах мощностью 60 МВт и более должны устанавливаться системы возбуждения соответствующие требованиям ГОСТ 21558-2000, и не важно для каких генераторов изначально писался ГОСТ. Люди, которые утверждали стандарт СТО 59012820.29.160.20.001-2012, решили расширить его влияние.
Иначе у нас в ЭС будет черт знает что ставиться. Вот скажите: зачем нам генератор который не может работать в режиме потребления реактивной мощности? Более того, допустим на станции несколько блоков: 2 могут потреблять реактивку до напряжения -10%, а один только до -5%. Так этот "левый" генератор мало того что сам не помогает, он сводит на нет все старания 2х нормальных генераторов, потому что когда нормальные потребляют реактивку и понижают напряжение, он поддерживает на уровне -5% вырабатывая реактивку.
Вы скажете, что снижать ниже 229 кВ напряжение не нужно, но вы же не диспетчер, вы не знаете какой именно режим исправляет диспетчер, совсем не обязательно, что команда на потребление реактивки идет для снижения напряжения именно в районе рассматриваемой станции, проблема может быть в другом месте, и диспетчер использует все имеющиеся резервы для её решения.
Чтобы отправить ответ, вы должны войти или зарегистрироваться
Советы бывалого релейщика → Учимся делать расчёты → Расчет потерь ЛЭП от передачи реактивной мощности
