кВ;  кВ;  кВ;  Ом; ;  Ом [1, табл.5.22]

Напруга U3 на шинах системи у всіх режимах приймається рівним номінальному (330 кВ). Коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не повинен бути нижче заданого ()

2.1 Режим найбільшої переданої потужності

Завдання розрахунку полягає у відшуканні економічно доцільного відношення значень напруги на початку й кінці головної ділянки електропередачі (перепаду напруги).

Такому перепаду відповідають мінімальні народногосподарські витрати, наведені до одного року нормативного строку окупності. У витратах ураховуються капіталовкладення в додатково встановлювані джерела реактивної потужності (ДРП) на проміжній підстанції, витрати на ремонт і обслуговування ДРП, а також витрати на відшкодування втрат електроенергії в лінії.

Параметри елементів схеми заміщення:

Лінія 1:  Ом;  Ом;  См;  МВт

Лінія 2:  Ом;  Ом;  См;  МВт

Група трансформаторів ГЕС:

 Ом

2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):

 Ом; ;  Ом

З метою зменшення втрат активної потужності бажано забезпечити можливо більше високі значення напруги в проміжних і вузлових крапках електропередачі, обмежені вищим допустимим напруженням UДОП = 1,1·UНОМ = 363 кВ. Натуральна потужність лінії першої ділянки  МВт німого більше переданої потужності Р0 = 700 МВт, отже в лінії буде надлишок реактивної потужності, а напруга в середині лінії буде перевищувати напруги по кінцях лінії; з огляду на це, задамося напругою U1 рівним 1,05·UНОМ і проведемо розрахунок режиму при різних значеннях U2.

U1 = 347 кВ, U2 = 340 кВ

 МВт

 Ом; 65,99 Ом

 см

; ;

 МВАр

МВАр

13,71 кВ

 МВАр

0,999

 МВт

 МВАр

 МВт

 МВАр

 МВт

 МВАр

Методом систематизованого підбора підбираємо Q2 так, щоб, одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижче заданого (), а напруга U3 на шинах системи близьким до номінального (330 кВ). Q2 = - 25 МВАр. Приймаємо  МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження).

 МВт

 МВт

 МВАр

 МВАр

 МВАр

339,34 кВ

 МВт

 МВАр

 247,37кВ

 МВт

 МВАр

 МВАр

Потужність синхронного компенсатора

76,12 МВАр

 12,27 кВ

 повинне перебувати в технічних межах: від  до . Інакше даний варіант не здійснимо по технічних умовах. напруга, Що Вийшла, UНН не відповідає припустимому.

Наведені витрати:

 = 3231,9 тис. грн.

КСК ≈ 35 тис. грн. /Мвар - питома вартість СК типу КСВБ 50-11

Результати розрахунку при інших значеннях U2 представимо у вигляді таблиці:

Таблиця 1 - Результати розрахунку режиму найбільшої переданої потужності

Мінімум витрат спостерігається при U2 = 330 кВ;

Тому що на обох ділянках електропередачі однакові напруги, те їхні режими виявляються взаємозалежними, тому що створення перепаду напруги на першій ділянці () приводить до виникнення перепаду на другій ділянці (). Тому в розрахунках потужності ДРП ураховується зміна реактивної потужності на початку другої ділянки й контролюється величина  наприкінці його, а в розрахунках наведених витрат - відшкодування втрат енергії при передачі по двох ділянках.

 МВт

 МВАр

 МВт

 МВАр

 МВт

 МВАр

333,4 кВ

 МВт

 МВАр

 0,994

Перевірка технічних обмежень:

 кВ <  кВ <  кВ

 (на споживання)

 кВ <  кВ <  кВ

Перевіримо напругу в середині лінії 1:

 Ом

 МВА

 кА

= кВ

 кВ <  кВ

Перевіримо напругу в середині лінії 2:

 Ом

 МВА

 кА

 кВ

 кВ <  кВ

Таким чином, у цьому режимі не потрібно встановити реактори й синхронні компенсатори на проміжній підстанції.

2.2 Режим найменшої переданої потужності

За умовою в цьому режимі найбільша передана потужність по головній ділянці, а також потужність споживачів проміжної підстанції становлять 30% від відповідних значень для режиму найбільших навантажень, тобто:

P0 = 700·0,3 = 210 МВт; PПС = 350·0,3 = 105 МВт.

У зв'язку із цим відключені 3 блоки на ГЕС, а також по одному ланцюзі лінії на кожній ділянці (для зниження надлишку реактивної потужності в електропередачі); уважаємо, що всі автотрансформатори залишаються в роботі.

Параметри елементів схеми заміщення:

Лінія 1:  Ом;  Ом;  См;

 МВт

Лінія 2:  Ом;  Ом;  См;

 МВт

Група трансформаторів ГЕС:  Ом

2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):

 Ом; ;  Ом

Передана по лініях потужність у цьому режимі значно менше натуральної, тому в лініях виникає надлишкова реактивна потужність, що стікає з ліній, завантажуючи генератори передавальної станції й приймальню систему. Одночасно підвищується напруга в середній зоні ділянок електропередачі. З метою зниження генерації реактивної потужності й забезпечення припустимих значень напруги в середині лінії, задамося напругою U1 не вище номінального й проведемо розрахунок режиму при різних значеннях U2 для відшукання оптимального перепаду напруг.

U1 = 330 кВ, U2 = 330 кВ

 МВт

 Ом;  Ом

 см

; ;

 МВАр

МВАр

Установлюємо на початку першої ділянки електропередачі 1 групу реакторів 3×РОДЦ - 60000/500 з метою поглинання надлишкової реактивної потужності, що стікає з лінії до генераторів (інакше UГ < UГ. ДОП.). Тоді:

 МВАр

13,158 кВ,  МВАр

0,997

 МВт

 МВАр

 МВт

 МВАр

 МВт

 МВАр

Установлюємо наприкінці першої ділянки електропередачі 1 групу реакторів 3? РОДЦ - 60000/500 з метою поглинання надлишкової реактивної потужності, що стікає з обох ліній. Тоді:

 МВАр

Методом систематизованого підбора підбираємо Q2 так, щоб, одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижче заданого (), а напруга U3 на шинах системи близьким до номінального (330 кВ).

Q2 = - 81 МВАр

Приймаємо  МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження).

 МВт

 МВт

 МВАр

 МВАр

 МВАр

= 327,61 кВ

 МВт

 МВАр

 240,25 кВ

 МВт

 МВАр

 МВАр

Потужність синхронного компенсатора

17,26 МВАр

 10,67 кВ

Наведені витрати:

 727 тис. грн.

Результати розрахунку при інших значеннях U2 представимо у вигляді таблиці:

Таблиця 2 - Результати розрахунку режиму найменшої переданої потужності

Страницы: 1, 2, 3