Параметры элементов схемы замещения:

• Линия 1:  Ом;  Ом;  См;  МВт

• Линия 2:  Ом;  Ом;  См;  МВт

• Группа трансформаторов ГЭС:  Ом

• 2 автотрансформатора 330/220 кВ (АТ):

 Ом; ;  Ом

С целью уменьшения потерь активной мощности желательно обеспечить возможно более высокие значения напряжения в промежуточных и узловых точках электропередачи, ограниченные высшим допустимым напряжением UДОП = 1,1·UНОМ = 363 кВ. Натуральная мощность линии первого участка  МВт немого больше передаваемой мощности Р0 = 700 МВт, следовательно в линии будет избыток реактивной мощности, а напряжение в середине линии будет превышать напряжения по концам линии; учитывая это, зададимся напряжением U1 равным 1,05·UНОМ и проведём расчёт режима при различных значениях 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 систематизированного подбора подбираем Q2 так, чтобы, получить коэффициент мощности в конце второго участка электропередачи не ниже заданного (), а напряжение U3 на шинах системы близким к номинальному (330 кВ).

Q2 = - 25 МВАр

Принимаем  МВт (собственные нужды подстанции и местная нагрузка).

 МВт

 МВт

 МВАр

 МВАр

 МВАр

339,34 кВ

 МВт

 МВАр

 247,37кВ

 МВт

 МВАр

 МВАр

Мощность синхронного компенсатора 76,12 МВАр

 12,27 кВ

 должно находиться в технических пределах: от  до . Иначе данный вариант не осуществим по техническим условиям. Получившееся напряжение UНН не соответствует допустимому.

Приведенные затраты:

 = 3231,9 тыс. руб.

КСК ≈ 35 тыс. руб./МВАр - удельная стоимость СК типа КСВБ 50-11

Результаты расчёта при других значениях U2 представим в виде таблицы:

Таблица 1 - Результаты расчёта режима наибольшей передаваемой мощности

Минимум затрат наблюдается при U2 = 330 кВ;

Так как на обоих участках электропередачи одинаковые напряжения, то их режимы оказываются взаимосвязанными, потому что создание перепада напряжения на первом участке () приводит к возникновению перепада на втором участке (). Поэтому в расчётах мощности ИРМ учитывается изменение реактивной мощности в начале второго участка и контролируется величина  в конце его, а в расчётах приведенных затрат - возмещение потерь энергии при передаче по двум участкам.

 МВт

 МВАр

 МВт

 МВАр

 МВт

 МВАр

333,4 кВ

 МВт

 МВАр

 0,994

Проверка технических ограничений:

 кВ <  кВ <  кВ

 (на потребление)

 кВ <  кВ <  кВ

Проверим напряжение в середине линии 1:

 Ом

 МВА

 кА

=кВ

 кВ <  кВ

Проверим напряжение в середине линии 2:

 Ом

 МВА

 кА

 кВ

 кВ <  кВ

Таким образом, в этом режиме не нужно установить реакторы и синхронные компенсаторы на промежуточной подстанции.

2.2 Режим наименьшей передаваемой мощности

По условию в этом режиме наибольшая передаваемая мощность по головному участку, а также мощность потребителей промежуточной подстанции составляют 30% от соответствующих значений для режима наибольших нагрузок, то есть:

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

В связи с этим отключены 3 блока на ГЭС, а также по одной цепи линии на каждом участке (для снижения избытка реактивной мощности в электропередаче); считаем, что все автотрансформаторы остаются в работе.

Параметры элементов схемы замещения:

• Линия 1:  Ом;  Ом;  См;

 МВт

• Линия 2:  Ом;  Ом;  См;

 МВт

• Группа трансформаторов ГЭС:  Ом

• 2 автотрансформатора 330/220 кВ (АТ):

 Ом; ;  Ом

Передаваемая по линиям мощность в этом режиме значительно меньше натуральной, поэтому в линиях возникает избыточная реактивная мощность, которая стекает с линий, загружая генераторы передающей станции и приёмную систему. Одновременно повышается напряжение в средней зоне участков электропередачи. С целью снижения генерации реактивной мощности и обеспечения допустимых значений напряжения в середине линии, зададимся напряжением U1 не выше номинального и проведём расчёт режима при различных значениях U2 для отыскания оптимального перепада напряжений.

U1 = 330 кВ, U2 = 330 кВ

 МВт

 Ом;  Ом

 См

; ;

 МВАр

МВАр

Устанавливаем в начале первого участка электропередачи 1 группу реакторов 3×РОДЦ - 60000/500 с целью поглощения избыточной реактивной мощности, стекающей с линии к генераторам (иначе UГ < UГ.ДОП.). Тогда:

 МВАр

13,158 кВ

 МВАр

0,997

 МВт

 МВАр

 МВт

 МВАр

 МВт

 МВАр

Устанавливаем в конце первого участка электропередачи 1 группу реакторов 3×РОДЦ - 60000/500 с целью поглощения избыточной реактивной мощности, стекающей с обеих линий. Тогда:

 МВАр

Методом систематизированного подбора подбираем Q2 так, чтобы, получить коэффициент мощности в конце второго участка электропередачи не ниже заданного (), а напряжение U3 на шинах системы близким к номинальному (330 кВ).

Q2 = - 81 МВАр

Принимаем  МВт (собственные нужды подстанции и местная нагрузка).

 МВт

 МВт

 МВАр

 МВАр

 МВАр

= 327,61 кВ

 МВт

 МВАр

 240,25 кВ

 МВт

 МВАр

 МВАр

Мощность синхронного компенсатора 17,26 МВАр

 10,67 кВ

Приведенные затраты:

 727 тыс. руб.

Результаты расчёта при других значениях U2 представим в виде таблицы:

Таблица 2 - Результаты расчёта режима наименьшей передаваемой мощности

Страницы: 1, 2, 3