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
|
U2, кВ315320325330 |
|
|
|
|
|
δ° |
14,65 |
14,52 |
14,39 |
14,27 |
|
Q'ВЛ1, МВАр |
54,37 |
41,54 |
28,72 |
15,89 |
|
Q0, МВАр |
-28,52 |
-41,34 |
-54,17 |
-66,96 |
|
Q0 + QР, МВАр |
44,77 |
31,95 |
19,12 |
6,31 |
|
UГ, кВ |
13,67 |
13,59 |
13,51 |
13,43 |
|
cosφГ |
0,953 |
0,969 |
0,982 |
0,992 |
|
ΔPВЛ1, МВт |
5,97 |
5,82 |
5,7 |
5,63 |
|
ΔQВЛ1, МВАр |
54,71 |
53,28 |
52,22 |
51,55 |
|
P''ВЛ1, МВт |
203,42 |
203,58 |
203,69 |
203,76 |
|
Q''ВЛ1, МВАр |
-0,347 |
-11,74 |
-23,51 |
-35,66 |
|
P1, МВт |
202,81 |
202,97 |
203,08 |
203,66 |
|
Q1, МВАр |
72,93 |
63,89 |
54,5 |
44,77 |
|
Q1 - QР, МВАр |
8,13 |
-2,98 |
-14,48 |
-26,35 |
|
Q2, МВАр |
-109 |
-112 |
-100 |
-81 |
|
P2, МВт |
96,31 |
96,47 |
96,58 |
96,65 |
|
QАТ, МВАр |
117,13 |
109,02 |
85,52 |
41,34 |
|
Q'АТ, МВАр |
112,18 |
104,57 |
82,52 |
38,99 |
|
U'2, кВ |
307,78 |
313,39 |
319,91 |
327,61 |
|
UСН, кВ |
225,71 |
229,82 |
234,6 |
240,25 |
|
Q'АТ.Н, МВАр |
90,86 |
83,25 |
60,74 |
17,67 |
|
QАТ.Н, МВАр |
78,73 |
73,42 |
55,72 |
17,26 |
|
QСК, МВАр |
78,73 |
73,42 |
55,72 |
17,26 |
|
UНН, кВ |
9,78 |
10,14 |
10,76 |
10,67 |
|
З, тыс. руб. |
1126,6 |
1072,8 |
929,8 |
727 |
Минимум затрат наблюдается при U2 = 330 кВ. Варианты с U2 = 315 кВ и U2 = 320 кВ не подходят и по техническим причинам (UНН < UДОП = 10,45 кВ).
Поскольку автотрансформатор АТ2 (330/220 кВ) НЕ имеет РПН со стороны СН, то напряжение U3 зависит от U2.
Принимаем U3 = 330 кВ
МВт; МВАр
МВАр
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
335,7 кВ
МВт
МВАр
0,981
