Реферат: Основні параметри і аналіз режимів електропередачі

--PAGE_BREAK--1.3 Вибір схем електричних сполук і встаткування підстанції ГЕС і проміжної підстанції


Натуральна потужність одного ланцюга лінії 220 кВ дорівнює 135 МВт, виходячи із цього знайдемо зразкову кількість ліній 220 кВ: РПС = 350 МВт, отже n = РПС / 135 = 2,6, отже, кількість ліній 220 кВ до споживачів дорівнює 3 шт.

Припускаємо, що у всіх варіантах споживачі проміжної підстанції повинні одержувати живлення по 3 лініям 220 кВ.

СХЕМА 1

Внаслідок відсутності значного споживання енергії в районі спорудження ГЕС і обмеженості площадки для спорудження ОРУ, застосовуємо блокову сполуку генераторів і підвищувальних трансформаторів. При цьому необхідно врахувати, що потужність одного блоку не повинна перевищувати потужності оперативного резерву в прийомній системі (PРЕЗ = 200 МВт), тому вибираємо 5 гідрогенераторів СВ — 855/235-32 [1, табл.5.3]. Параметри:
PНОМ = 150 МВт; cosφ = 0,9; QНОМ = 72 МВАр; UНОМ = 13,8 кВ, Xd = 1,0 о. е.
Сумарна потужність генераторів ГЕС: РSГЕН. = 150 (5 = 750 Мвт. Уважаємо, що 750 — 700 = 50 Мвт ідуть на покриття власних потреб станції й живлення місцевого навантаження (або генератори небагато недовантажені).

Один гідрогенератор буде підключатися до одного блокового трансформатора, тоді <img border=«0» width=«401» height=«33» src=«ref-1_1704416832-1163.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055"> МВА. Вибираємо блоковий трансформатор типу ТДЦ — 2000000/330 [1, табл.5.19]. Параметри:
SНОМ = 200 МВА; UНОМ ВН = 347 кВ; UНОМ НН = 13,8 кВ; UК = 11%; ΔPК = 560 кВт; ΔPХ = 220 кВт; RТ = 1,68 Ом; XТ = 66,2 Ом.
При числі приєднань рівному 7 (2ЧВЛ 330 кВ і 5ЧБТ) і напрузі 330 кВ згідно [1, табл.4.4] вибираємо полуторну схему ОРУ ВН ГЕС (мал.2).
<img border=«0» width=«324» height=«237» src=«ref-1_1704417995-3497.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056">

Мал.2. Схема електричних сполук ГЕС
Проміжна підстанція буде мати 2 ОРУ: 330 кВ і 220 кВ. Виберемо схеми для всіх ОРУ згідно [1, табл.4.4]:

ОРУ 330 кВ: кількість приєднань = 5 (3ЧВЛ 330 кВ + 2? АТ 330/220). Вибираємо схему «трансформатори — шини із приєднанням ліній через 2 вимикачі» ОРУ 220 кВ: кількість ліній 220 кВ дорівнює: <img border=«0» width=«208» height=«36» src=«ref-1_1704421492-429.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057">шт., кількість приєднань = 5 (3ЧВЛ 220 кВ + 2ЧАТ 330/220). Вибираємо схему «одна система шин з обхідний з окремими секційним і обхідним вимикачами». Схема ОРУ 220 кВ представлена на мал.3.
<img border=«0» width=«327» height=«199» src=«ref-1_1704421921-3302.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058">

Мал.3. Схема ОРУ 220 кВ проміжної підстанції
Вибір автотрансформаторів 330/220 кВ:
<img border=«0» width=«300» height=«52» src=«ref-1_1704425223-1218.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059"> МВА.
Вибираємо 2 трифазних автотрансформатори типу АТДЦТН — 240000/330/220. З обліком того, що в нас немає графіків навантажень трансформаторів і в цей час короткочасне перевантаження трансформаторів доходить до 60-70%, вибираємо автотрансформатор меншої потужності — 240 МВА, чим розрахункова — 255,1 МВА.
<img border=«0» width=«294» height=«163» src=«ref-1_1704426441-2583.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060">

Мал.4. Схема електричних сполук проміжної підстанції
СХЕМА 2

Генератори будуть такими ж, як і у варіанті схеми №1 (СВ — 855/235-32), але, оскільки ОРУ ВН ГЕС у цьому варіанті має номінальна напруга 500 кВ, те виберемо блокові трансформатори типу ТДЦ — 250000/500 [1, табл.5.21]. Параметри:

SНОМ = 250 МВА; UНОМ ВН = 525 кВ; UНОМ НН = 15,75 кВ; UК = 13%; ΔPК = 600 кВт; ΔPХ = 250 кВт; RТ = 2,65 Ом; XТ = 143 Ом.

При числі приєднань рівному 6 (1ЧВЛ 500 кВ і 5ЧБТ) і напрузі 500 кВ згідно [1, табл.4.4] вибираємо полуторну схему ОРУ ВН ГЕС (мал.5).
<img border=«0» width=«298» height=«251» src=«ref-1_1704429024-3431.coolpic» v:shapes="_x0000_i1061">

Мал.5. Схема електричних сполук ГЕС
Оскільки номінальні напруги ділянок електропередачі в цьому варіанті не збігаються, то проміжна підстанція буде мати 3 ОРУ: 500 кВ, 330 кВ і 220 кВ. Виберемо схеми для всіх ОРУ згідно [1, табл.4.4]:

ОРУ 500 кВ: кількість приєднань = 5 (1ЧВЛ 500 кВ + 2? АТ 500/330 + 2? АТ 500/220). Вибираємо схему «трансформатори — шини з полуторним приєднанням ліній» ОРУ 330 кВ: кількість приєднань = 3 (1ЧВЛ 330 кВ + 2? АТ 500/330). «трансформатори — шини із приєднанням ліній через два вимикачі» ОРУ 220 кВ: кількість приєднань = 5 (3ЧВЛ 220 кВ + 2? АТ 500/220). Вибираємо схему «одна система шин з обхідний з окремими секційним і обхідним вимикачем».

Схема ОРУ 220 кВ така ж як і у варіанті 1 (мал.3)

Вибір автотрансформаторів 500/330 кВ:
<img border=«0» width=«313» height=«52» src=«ref-1_1704432455-1313.coolpic» v:shapes="_x0000_i1062"> МВА.
Вибираємо 2 групи однофазних автотрансформаторів типу АОДЦТН — 167000/500/330.

Вибір автотрансформаторів 500/220 кВ:
<img border=«0» width=«300» height=«52» src=«ref-1_1704425223-1218.coolpic» v:shapes="_x0000_i1063"> МВА.
Вибираємо 2 групи однофазних автотрансформаторів типу АОДЦТН — 167000/500/220.

Схема електричних сполук проміжної підстанції представлена на мал.4.
<img border=«0» width=«344» height=«230» src=«ref-1_1704434986-3677.coolpic» v:shapes="_x0000_i1064">

Мал.4. Схема електричних сполук проміжної підстанції


1.4 Техніко-економічне порівняння варіантів виконання електропередачі й вибір доцільного


Технічно можливі варіанти виконання електропередачі зіставляються по наведених народногосподарських витратах на її спорудження й експлуатацію. При цьому допускається зіставлення тільки в частинах, що відрізняються, варіантів, а також неврахування витрат на відшкодування втрат енергії в трансформаторах, шунтувальних реакторах і конденсаторних батареях через їхню малість у порівнянні з такими витратами для ділянок ВЛ.

Однаковим елементом для обох варіантів є: схема ОРУ 220 кВ.

Економічно доцільним приймається варіант, характерний найменшими наведеними витратами за умови, що витрати на інші варіанти перевищують найменші більш ніж на 5%.

Наведені витрати:
<img border=«0» width=«171» height=«27» src=«ref-1_1704438663-493.coolpic» v:shapes="_x0000_i1065">
EН = 0,12 — нормативний коефіцієнт порівняльної ефективності капіталовкладень
<img border=«0» width=«27» height=«27» src=«ref-1_1704439156-196.coolpic» v:shapes="_x0000_i1066">  — сумарні капіталовкладення, <img border=«0» width=«176» height=«27» src=«ref-1_1704439352-469.coolpic» v:shapes="_x0000_i1067">

<img border=«0» width=«28» height=«27» src=«ref-1_1704439821-189.coolpic» v:shapes="_x0000_i1068">  — сумарні витрати, <img border=«0» width=«180» height=«27» src=«ref-1_1704440010-457.coolpic» v:shapes="_x0000_i1069">
У — збиток від недовідпустки електроенергії

Техніко-економічний розрахунок для варіанта №1:

Капіталовкладення:
<img border=«0» width=«429» height=«25» src=«ref-1_1704440467-1200.coolpic» v:shapes="_x0000_i1070"> тис. грн.

<img border=«0» width=«335» height=«28» src=«ref-1_1704441667-885.coolpic» v:shapes="_x0000_i1071"> тис. грн.

<img border=«0» width=«83» height=«25» src=«ref-1_1704442552-353.coolpic» v:shapes="_x0000_i1072"> тис. грн. — вартість осередку з вимикачем 330 кВ [1, табл.7.16]

<img border=«0» width=«159» height=«25» src=«ref-1_1704442905-586.coolpic» v:shapes="_x0000_i1073"> тис. грн. [1, табл.7.18]

<img border=«0» width=«97» height=«25» src=«ref-1_1704443491-403.coolpic» v:shapes="_x0000_i1074"> тис. грн. [1, табл.7.28]

<img border=«0» width=«333» height=«25» src=«ref-1_1704443894-1057.coolpic» v:shapes="_x0000_i1075"> тис. грн.

<img border=«0» width=«317» height=«25» src=«ref-1_1704444951-889.coolpic» v:shapes="_x0000_i1076"> тис. грн.

<img border=«0» width=«313» height=«25» src=«ref-1_1704445840-961.coolpic» v:shapes="_x0000_i1077"> тис. грн.
К0= 147 тис. грн. /км, 90 тис. грн. /км — вартість спорудження <metricconverter productid=«1 км» w:st=«on»>1 км. лінії 330 кВ (для сталевих опор, район по ожеледі II, проведення 2 (АС-400/51) [1, табл.7.5]
КЗОН = 1,0 — зональний коефіцієнт (для Центра) [1, табл.7.2]

<img border=«0» width=«411» height=«25» src=«ref-1_1704446801-1196.coolpic» v:shapes="_x0000_i1078"> тис. грн.

<img border=«0» width=«180» height=«25» src=«ref-1_1704447997-613.coolpic» v:shapes="_x0000_i1079"> тис. грн. [1, табл.7.16]

<img border=«0» width=«153» height=«25» src=«ref-1_1704448610-573.coolpic» v:shapes="_x0000_i1080"> тис. грн. [1, табл.7.18]

<img border=«0» width=«97» height=«25» src=«ref-1_1704449183-436.coolpic» v:shapes="_x0000_i1081"> тис. грн. [1, табл.7.28]

<img border=«0» width=«432» height=«27» src=«ref-1_1704449619-1305.coolpic» v:shapes="_x0000_i1082"> тис. грн.
Витрати:
<img border=«0» width=«491» height=«25» src=«ref-1_1704450924-1245.coolpic» v:shapes="_x0000_i1083"> тис. грн.

<img border=«0» width=«328» height=«25» src=«ref-1_1704452169-976.coolpic» v:shapes="_x0000_i1084"> тис. грн.

<img border=«0» width=«32» height=«25» src=«ref-1_1704453145-120.coolpic» v:shapes="_x0000_i1085">, <img border=«0» width=«39» height=«25» src=«ref-1_1704453265-127.coolpic» v:shapes="_x0000_i1086">  — щорічні витрати на обслуговування й ремонти силового встаткування, у частках від капіталовкладень [1, табл.6.2]

<img border=«0» width=«371» height=«25» src=«ref-1_1704453392-1057.coolpic» v:shapes="_x0000_i1087"> тис. грн.

<img border=«0» width=«332» height=«25» src=«ref-1_1704454449-1014.coolpic» v:shapes="_x0000_i1088"> тис. грн.
<img border=«0» width=«32» height=«25» src=«ref-1_1704455463-121.coolpic» v:shapes="_x0000_i1089">  — щорічні витрати на обслуговування й ремонти ліній, у частках від капіталовкладень [1, табл.6.2]
<img border=«0» width=«337» height=«28» src=«ref-1_1704455584-1114.coolpic» v:shapes="_x0000_i1090"> тис. грн.

<img border=«0» width=«51» height=«25» src=«ref-1_1704456698-236.coolpic» v:shapes="_x0000_i1091"> кіп/кВт·ч — <img border=«0» width=«519» height=«25» src=«ref-1_1704456934-1513.coolpic» v:shapes="_x0000_i1092"> МВт·ч/год

<img border=«0» width=«405» height=«28» src=«ref-1_1704458447-1148.coolpic» v:shapes="_x0000_i1093"> МВт

<img border=«0» width=«100» height=«25» src=«ref-1_1704459595-377.coolpic» v:shapes="_x0000_i1094"> кВт/км — питомі втрати на корону [1, табл.3.10]

<img border=«0» width=«461» height=«56» src=«ref-1_1704459972-2087.coolpic» v:shapes="_x0000_i1095"> ч/рік

<img border=«0» width=«510» height=«50» src=«ref-1_1704462059-1075.coolpic» v:shapes="_x0000_i1096"> МВт

<img border=«0» width=«388» height=«25» src=«ref-1_1704463134-1075.coolpic» v:shapes="_x0000_i1097"> тис. грн.

<img border=«0» width=«335» height=«25» src=«ref-1_1704464209-1011.coolpic» v:shapes="_x0000_i1098"> тис. грн.

<img border=«0» width=«348» height=«28» src=«ref-1_1704465220-1111.coolpic» v:shapes="_x0000_i1099"> тис. грн.

<img border=«0» width=«509» height=«25» src=«ref-1_1704466331-1568.coolpic» v:shapes="_x0000_i1100"> МВт·ч/год

<img border=«0» width=«401» height=«28» src=«ref-1_1704467899-1161.coolpic» v:shapes="_x0000_i1101"> МВт

<img border=«0» width=«100» height=«25» src=«ref-1_1704459595-377.coolpic» v:shapes="_x0000_i1102"> кВт/км

<img border=«0» width=«485» height=«47» src=«ref-1_1704469437-1032.coolpic» v:shapes="_x0000_i1103"> МВт

<img border=«0» width=«361» height=«25» src=«ref-1_1704470469-1050.coolpic» v:shapes="_x0000_i1104"> тис. грн.

<img border=«0» width=«475» height=«25» src=«ref-1_1704471519-1346.coolpic» v:shapes="_x0000_i1105"> тис. грн.
<img border=«0» width=«47» height=«20» src=«ref-1_1704472865-240.coolpic» v:shapes="_x0000_i1106">, збиток ми не розглядаємо, тому що права частина обох варіантів — це лінія 330 кВ того самого перетину. Збиток правої частини так само не розглядаємо, через індивідуальність завдання: у другому варіанті права частина схеми — це лінія 500 кВ, і при виході її з коштуючи виходить із роботи вся схема. Таким чином. у жодному варіанті збиток не розглядаємо.

Наведені витрати:
<img border=«0» width=«480» height=«27» src=«ref-1_1704473105-1461.coolpic» v:shapes="_x0000_i1107"> тис. грн.
Техніко-економічний розрахунок для варіанта №2:

Капіталовкладення:
<img border=«0» width=«429» height=«25» src=«ref-1_1704474566-1251.coolpic» v:shapes="_x0000_i1108"> тис. грн.

<img border=«0» width=«253» height=«25» src=«ref-1_1704475817-800.coolpic» v:shapes="_x0000_i1109"> тис. грн.

<img border=«0» width=«81» height=«25» src=«ref-1_1704476617-362.coolpic» v:shapes="_x0000_i1110"> тис. грн. вартість осередку з вимикачем 500 кВ [1, табл.7.16]

<img border=«0» width=«167» height=«25» src=«ref-1_1704476979-609.coolpic» v:shapes="_x0000_i1111"> тис. грн. [1, табл.7.19]

<img border=«0» width=«97» height=«25» src=«ref-1_1704477588-425.coolpic» v:shapes="_x0000_i1112"> тис. грн. [1, табл.7.28]

<img border=«0» width=«333» height=«25» src=«ref-1_1704478013-1015.coolpic» v:shapes="_x0000_i1113"> тис. грн.

<img border=«0» width=«316» height=«25» src=«ref-1_1704479028-929.coolpic» v:shapes="_x0000_i1114"> тис. грн.

<img border=«0» width=«328» height=«25» src=«ref-1_1704479957-971.coolpic» v:shapes="_x0000_i1115"> тис. грн.
ДО0= 125 тис. грн. /км, 90 тис. грн. /км — вартість спорудження <metricconverter productid=«1 км» w:st=«on»>1 км. лінії 500 кВ, 330 (для сталевих опор з відтягненнями, район по ожеледі II, проведення 3 (АС-400/51) [1, табл.7.5]
КЗОН = 1,0 — зональний коефіцієнт (для Центра) [1, табл.7.2]

<img border=«0» width=«420» height=«25» src=«ref-1_1704480928-1253.coolpic» v:shapes="_x0000_i1116"> тис. грн.

<img border=«0» width=«205» height=«25» src=«ref-1_1704482181-741.coolpic» v:shapes="_x0000_i1117"> тис. грн.

<img border=«0» width=«179» height=«25» src=«ref-1_1704482922-610.coolpic» v:shapes="_x0000_i1118"> тис. грн. [1, табл.7.16]

<img border=«0» width=«177» height=«25» src=«ref-1_1704483532-600.coolpic» v:shapes="_x0000_i1119"> тис. грн. [1, табл.7.16]

<img border=«0» width=«239» height=«25» src=«ref-1_1704484132-839.coolpic» v:shapes="_x0000_i1120"> тис. грн. [1, табл.7.18-7.19]

<img border=«0» width=«97» height=«25» src=«ref-1_1704484971-401.coolpic» v:shapes="_x0000_i1121"> тис. грн. [1, табл.7.28]

<img border=«0» width=«440» height=«27» src=«ref-1_1704485372-1298.coolpic» v:shapes="_x0000_i1122"> тис. грн.
Витрати:
<img border=«0» width=«499» height=«25» src=«ref-1_1704486670-1312.coolpic» v:shapes="_x0000_i1123"> тис. грн.

<img border=«0» width=«319» height=«25» src=«ref-1_1704487982-984.coolpic» v:shapes="_x0000_i1124"> тис. грн.
<img border=«0» width=«32» height=«25» src=«ref-1_1704453145-120.coolpic» v:shapes="_x0000_i1125">, <img border=«0» width=«39» height=«25» src=«ref-1_1704453265-127.coolpic» v:shapes="_x0000_i1126">  — щорічні витрати на обслуговування й ремонти силового встаткування, у частках від капіталовкладень [1, табл.6.2]
<img border=«0» width=«371» height=«25» src=«ref-1_1704489213-1076.coolpic» v:shapes="_x0000_i1127"> тис. грн.

<img border=«0» width=«328» height=«25» src=«ref-1_1704490289-959.coolpic» v:shapes="_x0000_i1128"> тис. грн.
<img border=«0» width=«32» height=«25» src=«ref-1_1704455463-121.coolpic» v:shapes="_x0000_i1129">  — щорічні витрати на обслуговування й ремонти ліній, у частках від капіталовкладень [1, табл.6.2]
<img border=«0» width=«353» height=«28» src=«ref-1_1704491369-1197.coolpic» v:shapes="_x0000_i1130"> тис. грн.

<img border=«0» width=«51» height=«25» src=«ref-1_1704456698-236.coolpic» v:shapes="_x0000_i1131"> кіп/кВт·год — <img border=«0» width=«491» height=«25» src=«ref-1_1704492802-1479.coolpic» v:shapes="_x0000_i1132"> МВт·ч/год

<img border=«0» width=«388» height=«28» src=«ref-1_1704494281-1095.coolpic» v:shapes="_x0000_i1133"> МВт

<img border=«0» width=«100» height=«25» src=«ref-1_1704495376-370.coolpic» v:shapes="_x0000_i1134"> кВт/км — питомі втрати [1, табл.3.10]

<img border=«0» width=«420» height=«51» src=«ref-1_1704495746-1010.coolpic» v:shapes="_x0000_i1135"> год/рік

<img border=«0» width=«473» height=«48» src=«ref-1_1704496756-1001.coolpic» v:shapes="_x0000_i1136"> МВт

<img border=«0» width=«391» height=«25» src=«ref-1_1704497757-1064.coolpic» v:shapes="_x0000_i1137"> тис. грн.

<img border=«0» width=«336» height=«25» src=«ref-1_1704498821-1015.coolpic» v:shapes="_x0000_i1138"> тис. грн.

<img border=«0» width=«348» height=«28» src=«ref-1_1704465220-1111.coolpic» v:shapes="_x0000_i1139"> тис. грн.

<img border=«0» width=«509» height=«25» src=«ref-1_1704466331-1568.coolpic» v:shapes="_x0000_i1140"> МВт·/год

<img border=«0» width=«401» height=«28» src=«ref-1_1704467899-1161.coolpic» v:shapes="_x0000_i1141"> МВт

<img border=«0» width=«100» height=«25» src=«ref-1_1704459595-377.coolpic» v:shapes="_x0000_i1142"> кВт/км — питомі втрати на корону [1, табл.3.10]

<img border=«0» width=«494» height=«48» src=«ref-1_1704504053-1030.coolpic» v:shapes="_x0000_i1143"> МВт

<img border=«0» width=«352» height=«25» src=«ref-1_1704505083-1050.coolpic» v:shapes="_x0000_i1144"> тис. грн.

<img border=«0» width=«457» height=«25» src=«ref-1_1704506133-1331.coolpic» v:shapes="_x0000_i1145"> тис. грн.

<img border=«0» width=«47» height=«20» src=«ref-1_1704472865-240.coolpic» v:shapes="_x0000_i1146">
Наведені витрати:
<img border=«0» width=«471» height=«27» src=«ref-1_1704507704-1380.coolpic» v:shapes="_x0000_i1147"> тис. грн.
Отже, одержали:

С1= 18986,8 тис. грн.

С2= 19458,4 тис. грн.

Знайдемо різницю у відсотках:
<img border=«0» width=«393» height=«52» src=«ref-1_1704509084-1718.coolpic» v:shapes="_x0000_i1148">.
Різниця у відсотках вийшла менш 5%, що говорить про зразкову рівноцінність варіантів, але виходячи з того, що в схемі 1 ліва частина схеми це двухцепна лінія, відповідно більше надійна, чим одно ланцюгова в другій схемі, таким чином виходячи з надійності, вибираємо варіант схеми №1
<img border=«0» width=«416» height=«129» src=«ref-1_1704510802-1557.coolpic» v:shapes="_x0000_i1149">

    продолжение
--PAGE_BREAK--2. Розрахунок основних робочих режимів електропередачі


У розрахунку приймаються наступні допущення:

протяжні ділянки ВЛ представляються П — образними схемами заміщення з урахуванням поправочних коефіцієнтів на

розподіл напруги по довжині лінії вважається відповідної ідеалізованої ВЛ

втрати потужності при коронуванні проводів ураховуються як зосереджені відбори на кінцях ділянок електропередачі

втратами активної потужності намагнічування трансформаторів і шунтувальних реакторів зневажають

не враховується активний опір трансформаторів

З огляду на вище сказане, складемо схему заміщення електропередачі (мал.6).
<img border=«0» width=«488» height=«163» src=«ref-1_1704512359-12552.coolpic» v:shapes="_x0000_i1150">

Мал.6. Схема заміщення електропередачі
Розрахуємо параметри ліній електропередач на один ланцюг:

Лінія 1: UНОМ = 330 кВ; N = 1; проведення 2´АС-400/51; <img border=«0» width=«104» height=«25» src=«ref-1_1704524911-451.coolpic» v:shapes="_x0000_i1151"> Ом/км; <img border=«0» width=«100» height=«25» src=«ref-1_1704525362-404.coolpic» v:shapes="_x0000_i1152"> Ом/км; <img border=«0» width=«128» height=«28» src=«ref-1_1704525766-482.coolpic» v:shapes="_x0000_i1153"> См/км; <img border=«0» width=«119» height=«31» src=«ref-1_1704526248-553.coolpic» v:shapes="_x0000_i1154">МВт/км
<img border=«0» width=«431» height=«33» src=«ref-1_1704526801-1257.coolpic» v:shapes="_x0000_i1155">

<img border=«0» width=«276» height=«51» src=«ref-1_1704528058-954.coolpic» v:shapes="_x0000_i1156">; <img border=«0» width=«277» height=«51» src=«ref-1_1704529012-969.coolpic» v:shapes="_x0000_i1157">

<img border=«0» width=«275» height=«51» src=«ref-1_1704529981-976.coolpic» v:shapes="_x0000_i1158">

<img border=«0» width=«433» height=«52» src=«ref-1_1704530957-1443.coolpic» v:shapes="_x0000_i1159"> Ом

<img border=«0» width=«431» height=«52» src=«ref-1_1704532400-1439.coolpic» v:shapes="_x0000_i1160"> Ом

<img border=«0» width=«479» height=«28» src=«ref-1_1704533839-1325.coolpic» v:shapes="_x0000_i1161"> см

<img border=«0» width=«332» height=«31» src=«ref-1_1704535164-1082.coolpic» v:shapes="_x0000_i1162"> МВт

<img border=«0» width=«288» height=«57» src=«ref-1_1704536246-1303.coolpic» v:shapes="_x0000_i1163"> Ом;

<img border=«0» width=«275» height=«55» src=«ref-1_1704537549-1140.coolpic» v:shapes="_x0000_i1164"> МВт
Лінія 2:

UНОМ = 330 кВ; N = 1; проведення 2´АС-400/51; <img border=«0» width=«107» height=«25» src=«ref-1_1704538689-457.coolpic» v:shapes="_x0000_i1165"> Ом/км; <img border=«0» width=«101» height=«25» src=«ref-1_1704539146-411.coolpic» v:shapes="_x0000_i1166"> Ом/км; <img border=«0» width=«131» height=«28» src=«ref-1_1704539557-490.coolpic» v:shapes="_x0000_i1167"> См/км; <img border=«0» width=«121» height=«31» src=«ref-1_1704540047-560.coolpic» v:shapes="_x0000_i1168">МВт/км
<img border=«0» width=«443» height=«33» src=«ref-1_1704540607-1360.coolpic» v:shapes="_x0000_i1169"> радий.

<img border=«0» width=«281» height=«51» src=«ref-1_1704541967-1009.coolpic» v:shapes="_x0000_i1170">; <img border=«0» width=«283» height=«51» src=«ref-1_1704542976-1045.coolpic» v:shapes="_x0000_i1171">

<img border=«0» width=«242» height=«42» src=«ref-1_1704544021-522.coolpic» v:shapes="_x0000_i1172">

<img border=«0» width=«388» height=«46» src=«ref-1_1704544543-710.coolpic» v:shapes="_x0000_i1173"> Ом

<img border=«0» width=«407» height=«48» src=«ref-1_1704545253-739.coolpic» v:shapes="_x0000_i1174"> Ом

<img border=«0» width=«484» height=«27» src=«ref-1_1704545992-1290.coolpic» v:shapes="_x0000_i1175"> см

<img border=«0» width=«293» height=«31» src=«ref-1_1704547282-1000.coolpic» v:shapes="_x0000_i1176"> МВт

<img border=«0» width=«249» height=«50» src=«ref-1_1704548282-694.coolpic» v:shapes="_x0000_i1177"> Ом; <img border=«0» width=«214» height=«49» src=«ref-1_1704548976-545.coolpic» v:shapes="_x0000_i1178"> МВт
Параметри трансформаторів:

блокові трансформатори ГЕС: ТДЦ — 200000/330
<img border=«0» width=«112» height=«25» src=«ref-1_1704549521-383.coolpic» v:shapes="_x0000_i1179"> кВ; <img border=«0» width=«116» height=«25» src=«ref-1_1704549904-427.coolpic» v:shapes="_x0000_i1180"> кВ; <img border=«0» width=«73» height=«25» src=«ref-1_1704550331-343.coolpic» v:shapes="_x0000_i1181"> Ом [1, табл.5.19]

автотрансформатори 2ЧАТДЦТН — 167000/330/220:

<img border=«0» width=«112» height=«25» src=«ref-1_1704550674-406.coolpic» v:shapes="_x0000_i1182"> кВ; <img border=«0» width=«112» height=«25» src=«ref-1_1704551080-376.coolpic» v:shapes="_x0000_i1183"> кВ; <img border=«0» width=«99» height=«25» src=«ref-1_1704551456-308.coolpic» v:shapes="_x0000_i1184"> кВ; <img border=«0» width=«81» height=«25» src=«ref-1_1704551764-366.coolpic» v:shapes="_x0000_i1185"> Ом; <img border=«0» width=«56» height=«25» src=«ref-1_1704552130-272.coolpic» v:shapes="_x0000_i1186">; <img border=«0» width=«92» height=«25» src=«ref-1_1704552402-403.coolpic» v:shapes="_x0000_i1187"> 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 (<img border=«0» width=«103» height=«25» src=«ref-1_1704552805-456.coolpic» v:shapes="_x0000_i1188">)


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: <img border=«0» width=«91» height=«25» src=«ref-1_1704553261-365.coolpic» v:shapes="_x0000_i1189"> Ом; <img border=«0» width=«101» height=«25» src=«ref-1_1704553626-438.coolpic» v:shapes="_x0000_i1190"> Ом; <img border=«0» width=«129» height=«28» src=«ref-1_1704554064-501.coolpic» v:shapes="_x0000_i1191"> См; <img border=«0» width=«93» height=«25» src=«ref-1_1704554565-343.coolpic» v:shapes="_x0000_i1192"> МВт

Лінія 2: <img border=«0» width=«95» height=«25» src=«ref-1_1704554908-397.coolpic» v:shapes="_x0000_i1193"> Ом; <img border=«0» width=«103» height=«25» src=«ref-1_1704555305-445.coolpic» v:shapes="_x0000_i1194"> Ом; <img border=«0» width=«132» height=«28» src=«ref-1_1704555750-518.coolpic» v:shapes="_x0000_i1195"> См; <img border=«0» width=«92» height=«25» src=«ref-1_1704556268-392.coolpic» v:shapes="_x0000_i1196"> МВт
Група трансформаторів ГЕС:
<img border=«0» width=«144» height=«25» src=«ref-1_1704556660-553.coolpic» v:shapes="_x0000_i1197"> Ом
2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):
<img border=«0» width=«157» height=«25» src=«ref-1_1704557213-601.coolpic» v:shapes="_x0000_i1198"> Ом; <img border=«0» width=«60» height=«25» src=«ref-1_1704557814-282.coolpic» v:shapes="_x0000_i1199">; <img border=«0» width=«177» height=«25» src=«ref-1_1704558096-659.coolpic» v:shapes="_x0000_i1200"> 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 <img border=«0» width=«187» height=«25» src=«ref-1_1704558755-643.coolpic» v:shapes="_x0000_i1201"> 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

<img border=«0» width=«313» height=«25» src=«ref-1_1704559398-1011.coolpic» v:shapes="_x0000_i1202"> МВт

<img border=«0» width=«291» height=«25» src=«ref-1_1704560409-981.coolpic» v:shapes="_x0000_i1203"> Ом; <img border=«0» width=«57» height=«28» src=«ref-1_1704561390-269.coolpic» v:shapes="_x0000_i1204">65,99 Ом

<img border=«0» width=«287» height=«28» src=«ref-1_1704561659-949.coolpic» v:shapes="_x0000_i1205"> см

<img border=«0» width=«241» height=«25» src=«ref-1_1704562608-726.coolpic» v:shapes="_x0000_i1206">; <img border=«0» width=«125» height=«25» src=«ref-1_1704563334-502.coolpic» v:shapes="_x0000_i1207">; <img border=«0» width=«121» height=«25» src=«ref-1_1704563836-494.coolpic» v:shapes="_x0000_i1208">

<img border=«0» width=«361» height=«57» src=«ref-1_1704564330-1560.coolpic» v:shapes="_x0000_i1209">

<img border=«0» width=«425» height=«28» src=«ref-1_1704565890-1292.coolpic» v:shapes="_x0000_i1210"> МВАр

<img border=«0» width=«561» height=«28» src=«ref-1_1704567182-1657.coolpic» v:shapes="_x0000_i1211">МВАр

<img border=«0» width=«566» height=«67» src=«ref-1_1704568839-2989.coolpic» v:shapes="_x0000_i1212"><img border=«0» width=«59» height=«48» src=«ref-1_1704571828-404.coolpic» v:shapes="_x0000_i1213">13,71 кВ

<img border=«0» width=«379» height=«55» src=«ref-1_1704572232-1546.coolpic» v:shapes="_x0000_i1214"> МВАр

<img border=«0» width=«457» height=«57» src=«ref-1_1704573778-1839.coolpic» v:shapes="_x0000_i1215">0,999

<img border=«0» width=«451» height=«55» src=«ref-1_1704575617-1718.coolpic» v:shapes="_x0000_i1216"> МВт

<img border=«0» width=«476» height=«55» src=«ref-1_1704577335-1850.coolpic» v:shapes="_x0000_i1217"> МВАр

<img border=«0» width=«341» height=«25» src=«ref-1_1704579185-1056.coolpic» v:shapes="_x0000_i1218"> МВт

<img border=«0» width=«359» height=«25» src=«ref-1_1704580241-1062.coolpic» v:shapes="_x0000_i1219"> МВАр

<img border=«0» width=«353» height=«25» src=«ref-1_1704581303-1082.coolpic» v:shapes="_x0000_i1220"> МВт

<img border=«0» width=«579» height=«28» src=«ref-1_1704582385-1716.coolpic» v:shapes="_x0000_i1221"> МВАр
Методом систематизованого підбора підбираємо Q2 так, щоб, одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижче заданого (<img border=«0» width=«103» height=«25» src=«ref-1_1704552805-456.coolpic» v:shapes="_x0000_i1222">), а напруга U3 на шинах системи близьким до номінального (330 кВ). Q2 = — 25 МВАр. Приймаємо <img border=«0» width=«63» height=«25» src=«ref-1_1704584557-256.coolpic» v:shapes="_x0000_i1223"> МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження).
<img border=«0» width=«357» height=«25» src=«ref-1_1704584813-1015.coolpic» v:shapes="_x0000_i1224"> МВт

<img border=«0» width=«240» height=«25» src=«ref-1_1704585828-663.coolpic» v:shapes="_x0000_i1225"> МВт

<img border=«0» width=«292» height=«25» src=«ref-1_1704586491-921.coolpic» v:shapes="_x0000_i1226"> МВАр

<img border=«0» width=«404» height=«55» src=«ref-1_1704587412-1582.coolpic» v:shapes="_x0000_i1227"> МВАр

<img border=«0» width=«312» height=«25» src=«ref-1_1704588994-940.coolpic» v:shapes="_x0000_i1228"> МВАр

<img border=«0» width=«493» height=«58» src=«ref-1_1704589934-1433.coolpic» v:shapes="_x0000_i1229">339,34 кВ

<img border=«0» width=«131» height=«25» src=«ref-1_1704591367-447.coolpic» v:shapes="_x0000_i1230"> МВт

<img border=«0» width=«545» height=«25» src=«ref-1_1704591814-1767.coolpic» v:shapes="_x0000_i1231"> МВАр

<img border=«0» width=«381» height=«25» src=«ref-1_1704593581-1044.coolpic» v:shapes="_x0000_i1232"> 247,37кВ

<img border=«0» width=«255» height=«25» src=«ref-1_1704594625-686.coolpic» v:shapes="_x0000_i1233"> МВт

<img border=«0» width=«335» height=«25» src=«ref-1_1704595311-981.coolpic» v:shapes="_x0000_i1234"> МВАр

<img border=«0» width=«533» height=«55» src=«ref-1_1704596292-2091.coolpic» v:shapes="_x0000_i1235"> МВАр
Потужність синхронного компенсатора
<img border=«0» width=«116» height=«28» src=«ref-1_1704598383-419.coolpic» v:shapes="_x0000_i1236">76,12 МВАр

<img border=«0» width=«428» height=«67» src=«ref-1_1704598802-1766.coolpic» v:shapes="_x0000_i1237">

<img border=«0» width=«409» height=«64» src=«ref-1_1704600568-2201.coolpic» v:shapes="_x0000_i1238"> 12,27 кВ
<img border=«0» width=«36» height=«25» src=«ref-1_1704602769-169.coolpic» v:shapes="_x0000_i1239"> повинне перебувати в технічних межах: від <img border=«0» width=«151» height=«28» src=«ref-1_1704602938-600.coolpic» v:shapes="_x0000_i1240"> до <img border=«0» width=«145» height=«28» src=«ref-1_1704603538-546.coolpic» v:shapes="_x0000_i1241">. Інакше даний варіант не здійснимо по технічних умовах. напруга, Що Вийшла, UНН не відповідає припустимому.

Наведені витрати:
<img border=«0» width=«569» height=«25» src=«ref-1_1704604084-1847.coolpic» v:shapes="_x0000_i1242"> = 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 (<img border=«0» width=«41» height=«24» src=«ref-1_1704605931-130.coolpic» v:shapes="_x0000_i1243">) приводить до виникнення перепаду на другій ділянці (<img border=«0» width=«43» height=«24» src=«ref-1_1704606061-133.coolpic» v:shapes="_x0000_i1244">). Тому в розрахунках потужності ДРП ураховується зміна реактивної потужності на початку другої ділянки й контролюється величина <img border=«0» width=«44» height=«24» src=«ref-1_1704606194-131.coolpic» v:shapes="_x0000_i1245"> наприкінці його, а в розрахунках наведених витрат — відшкодування втрат енергії при передачі по двох ділянках.
<img border=«0» width=«355» height=«25» src=«ref-1_1704606325-1044.coolpic» v:shapes="_x0000_i1246"> МВт

<img border=«0» width=«504» height=«28» src=«ref-1_1704607369-1604.coolpic» v:shapes="_x0000_i1247"> МВАр

<img border=«0» width=«448» height=«55» src=«ref-1_1704608973-1705.coolpic» v:shapes="_x0000_i1248"> МВт

<img border=«0» width=«471» height=«55» src=«ref-1_1704610678-1846.coolpic» v:shapes="_x0000_i1249"> МВАр

<img border=«0» width=«339» height=«25» src=«ref-1_1704612524-1012.coolpic» v:shapes="_x0000_i1250"> МВт

<img border=«0» width=«357» height=«25» src=«ref-1_1704613536-1092.coolpic» v:shapes="_x0000_i1251"> МВАр

<img border=«0» width=«503» height=«61» src=«ref-1_1704614628-1211.coolpic» v:shapes="_x0000_i1252">

<img border=«0» width=«493» height=«53» src=«ref-1_1704615839-1142.coolpic» v:shapes="_x0000_i1253">333,4 кВ

<img border=«0» width=«356» height=«25» src=«ref-1_1704616981-1124.coolpic» v:shapes="_x0000_i1254"> МВт

<img border=«0» width=«539» height=«25» src=«ref-1_1704618105-819.coolpic» v:shapes="_x0000_i1255"> МВАр

<img border=«0» width=«407» height=«33» src=«ref-1_1704618924-1358.coolpic» v:shapes="_x0000_i1256"> 0,994
Перевірка технічних обмежень:
<img border=«0» width=«111» height=«31» src=«ref-1_1704620282-427.coolpic» v:shapes="_x0000_i1257"> кВ < <img border=«0» width=«87» height=«25» src=«ref-1_1704620709-384.coolpic» v:shapes="_x0000_i1258"> кВ < <img border=«0» width=«115» height=«31» src=«ref-1_1704621093-461.coolpic» v:shapes="_x0000_i1259"> кВ

<img border=«0» width=«165» height=«25» src=«ref-1_1704621554-640.coolpic» v:shapes="_x0000_i1260"> (на споживання)

<img border=«0» width=«124» height=«31» src=«ref-1_1704622194-484.coolpic» v:shapes="_x0000_i1261"> кВ < <img border=«0» width=«97» height=«25» src=«ref-1_1704622678-408.coolpic» v:shapes="_x0000_i1262"> кВ < <img border=«0» width=«121» height=«31» src=«ref-1_1704623086-456.coolpic» v:shapes="_x0000_i1263"> кВ
Перевіримо напругу в середині лінії 1:
<img border=«0» width=«309» height=«25» src=«ref-1_1704623542-1085.coolpic» v:shapes="_x0000_i1264">

<img border=«0» width=«445» height=«25» src=«ref-1_1704624627-1412.coolpic» v:shapes="_x0000_i1265"> Ом

<img border=«0» width=«224» height=«25» src=«ref-1_1704626039-765.coolpic» v:shapes="_x0000_i1266"> МВА

<img border=«0» width=«365» height=«56» src=«ref-1_1704626804-1582.coolpic» v:shapes="_x0000_i1267"> кА

<img border=«0» width=«543» height=«31» src=«ref-1_1704628386-1745.coolpic» v:shapes="_x0000_i1268">

=<img border=«0» width=«99» height=«24» src=«ref-1_1704630131-491.coolpic» v:shapes="_x0000_i1269"> кВ

<img border=«0» width=«136» height=«28» src=«ref-1_1704630622-532.coolpic» v:shapes="_x0000_i1270"> кВ < <img border=«0» width=«91» height=«28» src=«ref-1_1704631154-379.coolpic» v:shapes="_x0000_i1271"> кВ
Перевіримо напругу в середині лінії 2:
<img border=«0» width=«312» height=«25» src=«ref-1_1704631533-1155.coolpic» v:shapes="_x0000_i1272">

<img border=«0» width=«457» height=«25» src=«ref-1_1704632688-1489.coolpic» v:shapes="_x0000_i1273"> Ом

<img border=«0» width=«236» height=«25» src=«ref-1_1704634177-829.coolpic» v:shapes="_x0000_i1274"> МВА

<img border=«0» width=«385» height=«56» src=«ref-1_1704635006-1722.coolpic» v:shapes="_x0000_i1275"> кА

<img border=«0» width=«557» height=«31» src=«ref-1_1704636728-1855.coolpic» v:shapes="_x0000_i1276">

<img border=«0» width=«136» height=«24» src=«ref-1_1704638583-546.coolpic» v:shapes="_x0000_i1277"> кВ

<img border=«0» width=«136» height=«28» src=«ref-1_1704639129-555.coolpic» v:shapes="_x0000_i1278"> кВ < <img border=«0» width=«89» height=«28» src=«ref-1_1704639684-372.coolpic» v:shapes="_x0000_i1279"> кВ
Таким чином, у цьому режимі не потрібно встановити реактори й синхронні компенсатори на проміжній підстанції.


    продолжение
--PAGE_BREAK--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: <img border=«0» width=«100» height=«25» src=«ref-1_1704640056-390.coolpic» v:shapes="_x0000_i1280"> Ом; <img border=«0» width=«99» height=«25» src=«ref-1_1704640446-397.coolpic» v:shapes="_x0000_i1281"> Ом; <img border=«0» width=«125» height=«28» src=«ref-1_1704640843-469.coolpic» v:shapes="_x0000_i1282"> См;

<img border=«0» width=«89» height=«25» src=«ref-1_1704641312-348.coolpic» v:shapes="_x0000_i1283"> МВт

Лінія 2: <img border=«0» width=«95» height=«25» src=«ref-1_1704554908-397.coolpic» v:shapes="_x0000_i1284"> Ом; <img border=«0» width=«101» height=«25» src=«ref-1_1704642057-449.coolpic» v:shapes="_x0000_i1285"> Ом; <img border=«0» width=«140» height=«28» src=«ref-1_1704642506-552.coolpic» v:shapes="_x0000_i1286"> См;

<img border=«0» width=«92» height=«25» src=«ref-1_1704556268-392.coolpic» v:shapes="_x0000_i1287"> МВт
Група трансформаторів ГЕС: <img border=«0» width=«129» height=«25» src=«ref-1_1704643450-519.coolpic» v:shapes="_x0000_i1288"> Ом

2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):
<img border=«0» width=«157» height=«25» src=«ref-1_1704557213-601.coolpic» v:shapes="_x0000_i1289"> Ом; <img border=«0» width=«60» height=«25» src=«ref-1_1704557814-282.coolpic» v:shapes="_x0000_i1290">; <img border=«0» width=«177» height=«25» src=«ref-1_1704558096-659.coolpic» v:shapes="_x0000_i1291"> 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

<img border=«0» width=«328» height=«25» src=«ref-1_1704645511-999.coolpic» v:shapes="_x0000_i1292"> МВт

<img border=«0» width=«303» height=«25» src=«ref-1_1704646510-982.coolpic» v:shapes="_x0000_i1293"> Ом; <img border=«0» width=«112» height=«28» src=«ref-1_1704647492-494.coolpic» v:shapes="_x0000_i1294"> Ом

<img border=«0» width=«301» height=«28» src=«ref-1_1704647986-1014.coolpic» v:shapes="_x0000_i1295"> см

<img border=«0» width=«241» height=«25» src=«ref-1_1704562608-726.coolpic» v:shapes="_x0000_i1296">; <img border=«0» width=«125» height=«25» src=«ref-1_1704563334-502.coolpic» v:shapes="_x0000_i1297">; <img border=«0» width=«121» height=«25» src=«ref-1_1704563836-494.coolpic» v:shapes="_x0000_i1298">

<img border=«0» width=«272» height=«42» src=«ref-1_1704650722-759.coolpic» v:shapes="_x0000_i1299">

<img border=«0» width=«433» height=«28» src=«ref-1_1704651481-1339.coolpic» v:shapes="_x0000_i1300"> МВАр

<img border=«0» width=«565» height=«28» src=«ref-1_1704652820-1661.coolpic» v:shapes="_x0000_i1301">МВАр
Установлюємо на початку першої ділянки електропередачі 1 групу реакторів 3ЧРОДЦ — 60000/500 з метою поглинання надлишкової реактивної потужності, що стікає з лінії до генераторів (інакше UГ < UГ. ДОП.). Тоді:
<img border=«0» width=«301» height=«28» src=«ref-1_1704654481-1046.coolpic» v:shapes="_x0000_i1302"> МВАр

<img border=«0» width=«555» height=«67» src=«ref-1_1704655527-2872.coolpic» v:shapes="_x0000_i1303">

<img border=«0» width=«59» height=«48» src=«ref-1_1704571828-404.coolpic» v:shapes="_x0000_i1304">13,158 кВ, <img border=«0» width=«355» height=«55» src=«ref-1_1704658803-1449.coolpic» v:shapes="_x0000_i1305"> МВАр

<img border=«0» width=«448» height=«57» src=«ref-1_1704660252-1787.coolpic» v:shapes="_x0000_i1306">0,997

<img border=«0» width=«449» height=«55» src=«ref-1_1704662039-1740.coolpic» v:shapes="_x0000_i1307"> МВт

<img border=«0» width=«463» height=«55» src=«ref-1_1704663779-1811.coolpic» v:shapes="_x0000_i1308"> МВАр

<img border=«0» width=«335» height=«25» src=«ref-1_1704665590-1024.coolpic» v:shapes="_x0000_i1309"> МВт

<img border=«0» width=«339» height=«25» src=«ref-1_1704666614-1062.coolpic» v:shapes="_x0000_i1310"> МВАр

<img border=«0» width=«360» height=«25» src=«ref-1_1704667676-1101.coolpic» v:shapes="_x0000_i1311"> МВт

<img border=«0» width=«564» height=«28» src=«ref-1_1704668777-1697.coolpic» v:shapes="_x0000_i1312"> 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:
<img border=«0» width=«479» height=«28» src=«ref-1_1704670474-1604.coolpic» v:shapes="_x0000_i1313"> МВАр
Методом систематизованого підбора підбираємо Q2 так, щоб, одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижче заданого (<img border=«0» width=«103» height=«25» src=«ref-1_1704552805-456.coolpic» v:shapes="_x0000_i1314">), а напруга U3 на шинах системи близьким до номінального (330 кВ).
Q2 = — 81 МВАр
Приймаємо <img border=«0» width=«76» height=«25» src=«ref-1_1704672534-291.coolpic» v:shapes="_x0000_i1315"> МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження).
<img border=«0» width=«367» height=«25» src=«ref-1_1704672825-1017.coolpic» v:shapes="_x0000_i1316"> МВт

<img border=«0» width=«265» height=«25» src=«ref-1_1704673842-740.coolpic» v:shapes="_x0000_i1317"> МВт

<img border=«0» width=«301» height=«25» src=«ref-1_1704674582-959.coolpic» v:shapes="_x0000_i1318"> МВАр

<img border=«0» width=«411» height=«55» src=«ref-1_1704675541-1615.coolpic» v:shapes="_x0000_i1319"> МВАр

<img border=«0» width=«316» height=«25» src=«ref-1_1704677156-966.coolpic» v:shapes="_x0000_i1320"> МВАр

<img border=«0» width=«562» height=«67» src=«ref-1_1704678122-2833.coolpic» v:shapes="_x0000_i1321">

= 327,61 кВ

<img border=«0» width=«129» height=«25» src=«ref-1_1704680955-424.coolpic» v:shapes="_x0000_i1322"> МВт

<img border=«0» width=«544» height=«25» src=«ref-1_1704681379-1756.coolpic» v:shapes="_x0000_i1323"> МВАр

<img border=«0» width=«380» height=«25» src=«ref-1_1704683135-1056.coolpic» v:shapes="_x0000_i1324"> 240,25 кВ

<img border=«0» width=«280» height=«25» src=«ref-1_1704684191-766.coolpic» v:shapes="_x0000_i1325"> МВт

<img border=«0» width=«335» height=«25» src=«ref-1_1704684957-1045.coolpic» v:shapes="_x0000_i1326"> МВАр

<img border=«0» width=«512» height=«55» src=«ref-1_1704686002-1951.coolpic» v:shapes="_x0000_i1327"> МВАр

Потужність синхронного компенсатора
<img border=«0» width=«116» height=«28» src=«ref-1_1704598383-419.coolpic» v:shapes="_x0000_i1328">17,26 МВАр

<img border=«0» width=«428» height=«67» src=«ref-1_1704598802-1766.coolpic» v:shapes="_x0000_i1329">

<img border=«0» width=«399» height=«64» src=«ref-1_1704690138-2126.coolpic» v:shapes="_x0000_i1330"> 10,67 кВ
Наведені витрати:
<img border=«0» width=«560» height=«25» src=«ref-1_1704692264-1824.coolpic» v:shapes="_x0000_i1331"> 727 тис. грн.
Результати розрахунку при інших значеннях U2 представимо у вигляді таблиці:
Таблиця 2 — Результати розрахунку режиму найменшої переданої потужності



Мінімум витрат спостерігається при U2 = 330 кВ. Варіанти з U2 = 315 кВ і U2 = 320 кВ не підходять і з технічних причин (UНН < UДОП = 10,45 кВ).

Оскільки автотрансформатор АТ2 (330/220 кВ) НЕ має РПН із боку СН, то напруга U3 залежить від U2.

Приймаємо U3 = 330 кВ
<img border=«0» width=«117» height=«25» src=«ref-1_1704694088-452.coolpic» v:shapes="_x0000_i1332"> МВт; <img border=«0» width=«72» height=«25» src=«ref-1_1704694540-320.coolpic» v:shapes="_x0000_i1333"> МВАр

<img border=«0» width=«375» height=«55» src=«ref-1_1704694860-1548.coolpic» v:shapes="_x0000_i1334"> МВАр

<img border=«0» width=«297» height=«25» src=«ref-1_1704696408-882.coolpic» v:shapes="_x0000_i1335"> МВАр

<img border=«0» width=«339» height=«25» src=«ref-1_1704697290-1069.coolpic» v:shapes="_x0000_i1336"> МВт

<img border=«0» width=«583» height=«28» src=«ref-1_1704698359-1778.coolpic» v:shapes="_x0000_i1337"> МВАр

<img border=«0» width=«443» height=«55» src=«ref-1_1704700137-1725.coolpic» v:shapes="_x0000_i1338"> МВт

<img border=«0» width=«464» height=«55» src=«ref-1_1704701862-1853.coolpic» v:shapes="_x0000_i1339"> МВАр

<img border=«0» width=«319» height=«25» src=«ref-1_1704703715-959.coolpic» v:shapes="_x0000_i1340"> МВт

<img border=«0» width=«357» height=«25» src=«ref-1_1704704674-1095.coolpic» v:shapes="_x0000_i1341"> МВАр

<img border=«0» width=«481» height=«59» src=«ref-1_1704705769-1164.coolpic» v:shapes="_x0000_i1342">

<img border=«0» width=«492» height=«53» src=«ref-1_1704706933-1154.coolpic» v:shapes="_x0000_i1343">335,7 кВ

<img border=«0» width=«336» height=«25» src=«ref-1_1704708087-1055.coolpic» v:shapes="_x0000_i1344"> МВт

<img border=«0» width=«552» height=«26» src=«ref-1_1704709142-821.coolpic» v:shapes="_x0000_i1345"> МВАр

<img border=«0» width=«385» height=«33» src=«ref-1_1704709963-1294.coolpic» v:shapes="_x0000_i1346"> 0,981
Перевірка технічних обмежень:
<img border=«0» width=«111» height=«31» src=«ref-1_1704620282-427.coolpic» v:shapes="_x0000_i1347"> кВ < <img border=«0» width=«88» height=«25» src=«ref-1_1704711684-351.coolpic» v:shapes="_x0000_i1348"> кВ < <img border=«0» width=«115» height=«31» src=«ref-1_1704621093-461.coolpic» v:shapes="_x0000_i1349"> кВ

<img border=«0» width=«165» height=«25» src=«ref-1_1704712496-646.coolpic» v:shapes="_x0000_i1350"> (на споживання)

<img border=«0» width=«123» height=«31» src=«ref-1_1704713142-478.coolpic» v:shapes="_x0000_i1351"> кВ < <img border=«0» width=«87» height=«25» src=«ref-1_1704713620-317.coolpic» v:shapes="_x0000_i1352"> кВ < <img border=«0» width=«121» height=«31» src=«ref-1_1704623086-456.coolpic» v:shapes="_x0000_i1353"> кВ
Перевіримо напругу в середині лінії 1:
<img border=«0» width=«309» height=«25» src=«ref-1_1704623542-1085.coolpic» v:shapes="_x0000_i1354">

<img border=«0» width=«445» height=«25» src=«ref-1_1704624627-1412.coolpic» v:shapes="_x0000_i1355"> Ом

<img border=«0» width=«224» height=«25» src=«ref-1_1704716890-806.coolpic» v:shapes="_x0000_i1356"> МВА

<img border=«0» width=«367» height=«56» src=«ref-1_1704717696-1586.coolpic» v:shapes="_x0000_i1357"> кА

<img border=«0» width=«543» height=«31» src=«ref-1_1704719282-1727.coolpic» v:shapes="_x0000_i1358">

<img border=«0» width=«123» height=«24» src=«ref-1_1704721009-561.coolpic» v:shapes="_x0000_i1359"> кВ

<img border=«0» width=«135» height=«28» src=«ref-1_1704721570-555.coolpic» v:shapes="_x0000_i1360"> кВ < <img border=«0» width=«91» height=«28» src=«ref-1_1704631154-379.coolpic» v:shapes="_x0000_i1361"> кВ
Перевіримо напругу в середині лінії 2:
<img border=«0» width=«312» height=«25» src=«ref-1_1704631533-1155.coolpic» v:shapes="_x0000_i1362">

<img border=«0» width=«448» height=«25» src=«ref-1_1704723659-1462.coolpic» v:shapes="_x0000_i1363"> Ом

<img border=«0» width=«220» height=«25» src=«ref-1_1704725121-796.coolpic» v:shapes="_x0000_i1364"> МВА

<img border=«0» width=«367» height=«56» src=«ref-1_1704725917-1686.coolpic» v:shapes="_x0000_i1365"> кА

<img border=«0» width=«576» height=«31» src=«ref-1_1704727603-1858.coolpic» v:shapes="_x0000_i1366">

<img border=«0» width=«123» height=«24» src=«ref-1_1704729461-555.coolpic» v:shapes="_x0000_i1367"> кВ

<img border=«0» width=«137» height=«28» src=«ref-1_1704730016-539.coolpic» v:shapes="_x0000_i1368"> кВ < <img border=«0» width=«89» height=«28» src=«ref-1_1704639684-372.coolpic» v:shapes="_x0000_i1369"> кВ
Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити 2 синхронних компенсатори типу КСВБ 50-11 на проміжній підстанції, 1 групу однофазних реакторів 3ЧРОДЦ — 60000/500 на початку першої лінії й 1 групу однофазних реакторів 3? РОДЦ — 60000/500 наприкінці першої лінії.


    продолжение
--PAGE_BREAK--2.3 Після аварійний режим


Цей режим відрізняється від режиму найбільшої переданої потужності тим, що відбувається аварійне відключення одного ланцюга головної ділянки електропередачі. Завданням розрахунку в цьому випадку є визначення допустимості такого режиму й вибір засобів, що забезпечують роботу електропередачі. Оскільки найбільша передана потужність по головній ділянці (P0= 700 МВт) значно більше натуральної потужності лінії (PC = 356,4 МВт), те необхідно задіяти оперативний резерв прийомної системи для розвантаження головної лінії. Тоді P0= P0 — РРЕЗ = 700 — 200 МВт = 500 МВт

Параметри елементів схеми заміщення:
Лінія 1: <img border=«0» width=«100» height=«25» src=«ref-1_1704640056-390.coolpic» v:shapes="_x0000_i1370"> Ом; <img border=«0» width=«99» height=«25» src=«ref-1_1704640446-397.coolpic» v:shapes="_x0000_i1371"> Ом; <img border=«0» width=«125» height=«28» src=«ref-1_1704640843-469.coolpic» v:shapes="_x0000_i1372"> См;

<img border=«0» width=«89» height=«25» src=«ref-1_1704641312-348.coolpic» v:shapes="_x0000_i1373"> МВт

Лінія 2: <img border=«0» width=«95» height=«25» src=«ref-1_1704554908-397.coolpic» v:shapes="_x0000_i1374"> Ом; <img border=«0» width=«101» height=«25» src=«ref-1_1704642057-449.coolpic» v:shapes="_x0000_i1375"> Ом; <img border=«0» width=«140» height=«28» src=«ref-1_1704642506-552.coolpic» v:shapes="_x0000_i1376"> См;

<img border=«0» width=«92» height=«25» src=«ref-1_1704556268-392.coolpic» v:shapes="_x0000_i1377"> МВт
Група трансформаторів ГЕС: <img border=«0» width=«144» height=«25» src=«ref-1_1704556660-553.coolpic» v:shapes="_x0000_i1378"> Ом

2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):
<img border=«0» width=«157» height=«25» src=«ref-1_1704557213-601.coolpic» v:shapes="_x0000_i1379"> Ом; <img border=«0» width=«60» height=«25» src=«ref-1_1704557814-282.coolpic» v:shapes="_x0000_i1380">; <img border=«0» width=«177» height=«25» src=«ref-1_1704558096-659.coolpic» v:shapes="_x0000_i1381"> Ом
Приймаємо: U1 = 340 кВ, U2 = 330 кВ
<img border=«0» width=«328» height=«25» src=«ref-1_1704736416-1014.coolpic» v:shapes="_x0000_i1382"> МВт

<img border=«0» width=«303» height=«25» src=«ref-1_1704646510-982.coolpic» v:shapes="_x0000_i1383"> Ом; <img border=«0» width=«57» height=«28» src=«ref-1_1704561390-269.coolpic» v:shapes="_x0000_i1384">131,98 Ом

<img border=«0» width=«301» height=«28» src=«ref-1_1704647986-1014.coolpic» v:shapes="_x0000_i1385"> см

<img border=«0» width=«241» height=«25» src=«ref-1_1704562608-726.coolpic» v:shapes="_x0000_i1386">; <img border=«0» width=«125» height=«25» src=«ref-1_1704563334-502.coolpic» v:shapes="_x0000_i1387">; <img border=«0» width=«121» height=«25» src=«ref-1_1704563836-494.coolpic» v:shapes="_x0000_i1388">

<img border=«0» width=«371» height=«57» src=«ref-1_1704741417-1592.coolpic» v:shapes="_x0000_i1389">

<img border=«0» width=«433» height=«28» src=«ref-1_1704743009-1307.coolpic» v:shapes="_x0000_i1390"> МВАр

<img border=«0» width=«553» height=«28» src=«ref-1_1704744316-1623.coolpic» v:shapes="_x0000_i1391">МВАр

<img border=«0» width=«513» height=«61» src=«ref-1_1704745939-1643.coolpic» v:shapes="_x0000_i1392"><img border=«0» width=«59» height=«48» src=«ref-1_1704571828-404.coolpic» v:shapes="_x0000_i1393">13,67 кВ

<img border=«0» width=«379» height=«55» src=«ref-1_1704747986-1541.coolpic» v:shapes="_x0000_i1394"> МВАр

<img border=«0» width=«444» height=«57» src=«ref-1_1704749527-1814.coolpic» v:shapes="_x0000_i1395">0,986

<img border=«0» width=«468» height=«55» src=«ref-1_1704751341-1760.coolpic» v:shapes="_x0000_i1396"> МВт

<img border=«0» width=«473» height=«55» src=«ref-1_1704753101-1796.coolpic» v:shapes="_x0000_i1397"> МВАр

<img border=«0» width=«344» height=«25» src=«ref-1_1704754897-1041.coolpic» v:shapes="_x0000_i1398"> МВт

<img border=«0» width=«359» height=«25» src=«ref-1_1704755938-1079.coolpic» v:shapes="_x0000_i1399"> МВАр

<img border=«0» width=«351» height=«25» src=«ref-1_1704757017-1070.coolpic» v:shapes="_x0000_i1400"> МВт

<img border=«0» width=«546» height=«28» src=«ref-1_1704758087-1708.coolpic» v:shapes="_x0000_i1401"> МВАр
Методом систематизованого підбора підбираємо Q2 так, щоб одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не нижче заданого (<img border=«0» width=«103» height=«25» src=«ref-1_1704552805-456.coolpic» v:shapes="_x0000_i1402">), а напруга U3 на шинах системи близьким до номінального (330 кВ).
Q2 = — 75 МВАр
Приймаємо <img border=«0» width=«63» height=«25» src=«ref-1_1704584557-256.coolpic» v:shapes="_x0000_i1403"> МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження).
<img border=«0» width=«353» height=«25» src=«ref-1_1704760507-956.coolpic» v:shapes="_x0000_i1404"> МВт

<img border=«0» width=«240» height=«25» src=«ref-1_1704585828-663.coolpic» v:shapes="_x0000_i1405"> МВт

<img border=«0» width=«313» height=«25» src=«ref-1_1704762126-982.coolpic» v:shapes="_x0000_i1406"> МВАр

<img border=«0» width=«405» height=«55» src=«ref-1_1704763108-1610.coolpic» v:shapes="_x0000_i1407"> МВАр

<img border=«0» width=«345» height=«25» src=«ref-1_1704764718-1006.coolpic» v:shapes="_x0000_i1408"> МВАр

<img border=«0» width=«557» height=«65» src=«ref-1_1704765724-2484.coolpic» v:shapes="_x0000_i1409">

= 331,96 кВ

<img border=«0» width=«131» height=«25» src=«ref-1_1704591367-447.coolpic» v:shapes="_x0000_i1410"> МВт

<img border=«0» width=«545» height=«25» src=«ref-1_1704591814-1767.coolpic» v:shapes="_x0000_i1411"> МВАр

<img border=«0» width=«380» height=«25» src=«ref-1_1704770422-1069.coolpic» v:shapes="_x0000_i1412"> 239,44 кВ

<img border=«0» width=«255» height=«25» src=«ref-1_1704594625-686.coolpic» v:shapes="_x0000_i1413"> МВт

<img border=«0» width=«365» height=«25» src=«ref-1_1704772177-1019.coolpic» v:shapes="_x0000_i1414"> МВАр

<img border=«0» width=«510» height=«50» src=«ref-1_1704773196-1055.coolpic» v:shapes="_x0000_i1415"> МВАр
Потужність синхронного компенсатора
<img border=«0» width=«116» height=«28» src=«ref-1_1704598383-419.coolpic» v:shapes="_x0000_i1416">132,3 МВАр

<img border=«0» width=«372» height=«58» src=«ref-1_1704774670-1058.coolpic» v:shapes="_x0000_i1417">

<img border=«0» width=«361» height=«57» src=«ref-1_1704775728-1038.coolpic» v:shapes="_x0000_i1418"> 11,41 кВ
Приймаємо U3 = 330 кВ
<img border=«0» width=«123» height=«25» src=«ref-1_1704776766-438.coolpic» v:shapes="_x0000_i1419"> МВт; <img border=«0» width=«73» height=«25» src=«ref-1_1704777204-308.coolpic» v:shapes="_x0000_i1420"> МВАр

<img border=«0» width=«381» height=«55» src=«ref-1_1704777512-1482.coolpic» v:shapes="_x0000_i1421"> МВАр

<img border=«0» width=«295» height=«25» src=«ref-1_1704778994-835.coolpic» v:shapes="_x0000_i1422"> МВАр

<img border=«0» width=«351» height=«25» src=«ref-1_1704779829-1027.coolpic» v:shapes="_x0000_i1423"> МВт

<img border=«0» width=«556» height=«28» src=«ref-1_1704780856-1652.coolpic» v:shapes="_x0000_i1424"> МВАр

<img border=«0» width=«444» height=«55» src=«ref-1_1704782508-1660.coolpic» v:shapes="_x0000_i1425"> МВт

<img border=«0» width=«477» height=«55» src=«ref-1_1704784168-1822.coolpic» v:shapes="_x0000_i1426"> МВАр

<img border=«0» width=«321» height=«25» src=«ref-1_1704785990-808.coolpic» v:shapes="_x0000_i1427"> МВт

<img border=«0» width=«364» height=«25» src=«ref-1_1704786798-1081.coolpic» v:shapes="_x0000_i1428"> МВАр

<img border=«0» width=«503» height=«61» src=«ref-1_1704614628-1211.coolpic» v:shapes="_x0000_i1429">

<img border=«0» width=«499» height=«54» src=«ref-1_1704789090-1171.coolpic» v:shapes="_x0000_i1430">334,0 кВ

<img border=«0» width=«340» height=«25» src=«ref-1_1704790261-956.coolpic» v:shapes="_x0000_i1431"> МВт

<img border=«0» width=«556» height=«25» src=«ref-1_1704791217-836.coolpic» v:shapes="_x0000_i1432"> МВАр

<img border=«0» width=«384» height=«33» src=«ref-1_1704792053-1212.coolpic» v:shapes="_x0000_i1433"> 0,981
Перевірка технічних обмежень:
<img border=«0» width=«111» height=«31» src=«ref-1_1704620282-427.coolpic» v:shapes="_x0000_i1434"> кВ < <img border=«0» width=«88» height=«25» src=«ref-1_1704793692-375.coolpic» v:shapes="_x0000_i1435"> кВ < <img border=«0» width=«115» height=«31» src=«ref-1_1704794067-485.coolpic» v:shapes="_x0000_i1436"> кВ

<img border=«0» width=«260» height=«25» src=«ref-1_1704794552-854.coolpic» v:shapes="_x0000_i1437"> (на видачу)

<img border=«0» width=«123» height=«31» src=«ref-1_1704713142-478.coolpic» v:shapes="_x0000_i1438"> кВ < <img border=«0» width=«95» height=«25» src=«ref-1_1704795884-328.coolpic» v:shapes="_x0000_i1439"> кВ < <img border=«0» width=«121» height=«31» src=«ref-1_1704623086-456.coolpic» v:shapes="_x0000_i1440"> кВ
Перевіримо напругу в середині лінії 2:
<img border=«0» width=«312» height=«25» src=«ref-1_1704631533-1155.coolpic» v:shapes="_x0000_i1441">

<img border=«0» width=«448» height=«25» src=«ref-1_1704723659-1462.coolpic» v:shapes="_x0000_i1442"> Ом

<img border=«0» width=«225» height=«25» src=«ref-1_1704799285-736.coolpic» v:shapes="_x0000_i1443"> МВА

<img border=«0» width=«372» height=«56» src=«ref-1_1704800021-1640.coolpic» v:shapes="_x0000_i1444"> кА

<img border=«0» width=«577» height=«31» src=«ref-1_1704801661-1872.coolpic» v:shapes="_x0000_i1445"><img border=«0» width=«123» height=«24» src=«ref-1_1704803533-550.coolpic» v:shapes="_x0000_i1446"> кВ

<img border=«0» width=«136» height=«28» src=«ref-1_1704804083-543.coolpic» v:shapes="_x0000_i1447"> кВ < <img border=«0» width=«89» height=«28» src=«ref-1_1704639684-372.coolpic» v:shapes="_x0000_i1448"> кВ
Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити тільки 2 синхронних компенсатори типу КСВБ-100-11 на проміжній підстанції.

    продолжение
--PAGE_BREAK--3. Синхронізаційні режими передачі


Під синхронізаційним режимом розуміється режим однобічного включення передачі, коли лінія головної ділянки відключена з якої-небудь однієї сторони — або з боку проміжної підстанції, або з боку станції. З іншої сторони ця лінія включена під напругу. Якщо головна ділянка має 2 ланцюга, то під напругою перебуває тільки один ланцюг, друга відключена із двох сторін.


3.1 Синхронізація на шинах проміжної підстанції


У цьому випадку лінія головної ділянки передачі включена з боку станції й відключена на проміжній підстанції. При цьому проміжна підстанція зберігає живлення від прийомної системи по другій ділянці передачі.
<img border=«0» width=«471» height=«198» src=«ref-1_1704804998-13085.coolpic» v:shapes="_x0000_i1449">

Мал.7. Схема заміщення електропередачі в режимі синхронізації на шинах проміжної підстанції.
Параметри елементів схеми заміщення:

Лінія 1: <img border=«0» width=«100» height=«25» src=«ref-1_1704640056-390.coolpic» v:shapes="_x0000_i1450"> Ом; <img border=«0» width=«99» height=«25» src=«ref-1_1704640446-397.coolpic» v:shapes="_x0000_i1451"> Ом; <img border=«0» width=«125» height=«28» src=«ref-1_1704640843-469.coolpic» v:shapes="_x0000_i1452"> См; <img border=«0» width=«89» height=«25» src=«ref-1_1704641312-348.coolpic» v:shapes="_x0000_i1453"> МВт, Лінія 2: <img border=«0» width=«95» height=«25» src=«ref-1_1704554908-397.coolpic» v:shapes="_x0000_i1454"> Ом; <img border=«0» width=«103» height=«25» src=«ref-1_1704555305-445.coolpic» v:shapes="_x0000_i1455"> Ом; <img border=«0» width=«132» height=«28» src=«ref-1_1704555750-518.coolpic» v:shapes="_x0000_i1456"> См; <img border=«0» width=«92» height=«25» src=«ref-1_1704556268-392.coolpic» v:shapes="_x0000_i1457"> МВт. Група трансформаторів ГЕС: <img border=«0» width=«135» height=«25» src=«ref-1_1704821439-523.coolpic» v:shapes="_x0000_i1458"> Ом

2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):
<img border=«0» width=«157» height=«25» src=«ref-1_1704557213-601.coolpic» v:shapes="_x0000_i1459"> Ом; <img border=«0» width=«60» height=«25» src=«ref-1_1704557814-282.coolpic» v:shapes="_x0000_i1460">; <img border=«0» width=«177» height=«25» src=«ref-1_1704558096-659.coolpic» v:shapes="_x0000_i1461"> Ом
Розрахуємо ділянку електропередачі «система — проміжна підстанція»

Оскільки напруга на шинах системи у всіх режимах незмінно, те U3 = 330 кВ.

Методом систематизованого підбора знаходимо <img border=«0» width=«104» height=«25» src=«ref-1_1704823504-399.coolpic» v:shapes="_x0000_i1462">= <img border=«0» width=«73» height=«23» src=«ref-1_1704823903-404.coolpic» v:shapes="_x0000_i1463">= 367,5 (при цьому <img border=«0» width=«131» height=«25» src=«ref-1_1704591367-447.coolpic» v:shapes="_x0000_i1464"> МВт).
<img border=«0» width=«388» height=«23» src=«ref-1_1704824754-626.coolpic» v:shapes="_x0000_i1465">74,62 МВАр

<img border=«0» width=«348» height=«25» src=«ref-1_1704825380-1104.coolpic» v:shapes="_x0000_i1466"> МВт

<img border=«0» width=«435» height=«25» src=«ref-1_1704826484-679.coolpic» v:shapes="_x0000_i1467"> МВАр

<img border=«0» width=«409» height=«47» src=«ref-1_1704827163-873.coolpic» v:shapes="_x0000_i1468"> МВт

<img border=«0» width=«454» height=«50» src=«ref-1_1704828036-948.coolpic» v:shapes="_x0000_i1469"> МВАр

<img border=«0» width=«347» height=«25» src=«ref-1_1704828984-1045.coolpic» v:shapes="_x0000_i1470"> МВт

<img border=«0» width=«351» height=«25» src=«ref-1_1704830029-1031.coolpic» v:shapes="_x0000_i1471"> МВАр

<img border=«0» width=«448» height=«56» src=«ref-1_1704831060-1103.coolpic» v:shapes="_x0000_i1472">

<img border=«0» width=«484» height=«49» src=«ref-1_1704832163-1102.coolpic» v:shapes="_x0000_i1473"> 300 кВ

<img border=«0» width=«356» height=«25» src=«ref-1_1704833265-1107.coolpic» v:shapes="_x0000_i1474"> МВт

<img border=«0» width=«465» height=«28» src=«ref-1_1704834372-1450.coolpic» v:shapes="_x0000_i1475"> МВАр
Автотрансформатор АТДЦТН — 240000/330/220 не має РПН із боку СН
<img border=«0» width=«141» height=«25» src=«ref-1_1704835822-500.coolpic» v:shapes="_x0000_i1476"> МВт

<img border=«0» width=«137» height=«25» src=«ref-1_1704836322-529.coolpic» v:shapes="_x0000_i1477"> МВАр

<img border=«0» width=«432» height=«55» src=«ref-1_1704836851-1765.coolpic» v:shapes="_x0000_i1478"> МВАр

<img border=«0» width=«332» height=«25» src=«ref-1_1704838616-1030.coolpic» v:shapes="_x0000_i1479"> МВАр

<img border=«0» width=«558» height=«67» src=«ref-1_1704839646-2928.coolpic» v:shapes="_x0000_i1480">

= 297,75 кВ

<img border=«0» width=«63» height=«25» src=«ref-1_1704584557-256.coolpic» v:shapes="_x0000_i1481"> МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження)

<img border=«0» width=«244» height=«25» src=«ref-1_1704842830-671.coolpic» v:shapes="_x0000_i1482"> 350 МВт

<img border=«0» width=«517» height=«25» src=«ref-1_1704843501-1726.coolpic» v:shapes="_x0000_i1483"> МВАр

<img border=«0» width=«381» height=«25» src=«ref-1_1704845227-1059.coolpic» v:shapes="_x0000_i1484">218,35 кВ

<img border=«0» width=«280» height=«25» src=«ref-1_1704846286-808.coolpic» v:shapes="_x0000_i1485"> МВт

<img border=«0» width=«333» height=«25» src=«ref-1_1704847094-962.coolpic» v:shapes="_x0000_i1486"> МВАр

<img border=«0» width=«531» height=«50» src=«ref-1_1704848056-1033.coolpic» v:shapes="_x0000_i1487"> МВАр
Потужність синхронного компенсатора:
<img border=«0» width=«116» height=«28» src=«ref-1_1704598383-419.coolpic» v:shapes="_x0000_i1488">54,69 МВАр

<img border=«0» width=«362» height=«57» src=«ref-1_1704849508-1047.coolpic» v:shapes="_x0000_i1489">

<img border=«0» width=«351» height=«56» src=«ref-1_1704850555-1002.coolpic» v:shapes="_x0000_i1490"> 10,71 кВ
Тепер розрахуємо першу ділянку електропередачі.

Один ланцюг лінії 1 відключений, на ГЕС запускають 1 генератор.

Умова точної синхронізації: U2 = U2X
<img border=«0» width=«387» height=«33» src=«ref-1_1704851557-1186.coolpic» v:shapes="_x0000_i1491"> радий/км

<img border=«0» width=«357» height=«28» src=«ref-1_1704852743-1273.coolpic» v:shapes="_x0000_i1492">

<img border=«0» width=«468» height=«28» src=«ref-1_1704854016-1528.coolpic» v:shapes="_x0000_i1493"> Ом
На шинах ВН станції необхідно мати напругу: <img border=«0» width=«211» height=«25» src=«ref-1_1704855544-684.coolpic» v:shapes="_x0000_i1494">270,91 кВ, а на висновках генератора відповідно: <img border=«0» width=«140» height=«52» src=«ref-1_1704856228-498.coolpic» v:shapes="_x0000_i1495"><img border=«0» width=«175» height=«48» src=«ref-1_1704856726-821.coolpic» v:shapes="_x0000_i1496"> кВ, що менше <img border=«0» width=«113» height=«31» src=«ref-1_1704857547-481.coolpic» v:shapes="_x0000_i1497"> кВ.

При знаходженні UГ у припустимих межах напруга U2X на відкритому кінці лінії буде перевищувати U2; для виходу із цієї ситуації необхідно наприкінці лінії встановити шунтувальні реактори. Визначимо необхідна їхня кількість:
<img border=«0» width=«292» height=«25» src=«ref-1_1704858028-876.coolpic» v:shapes="_x0000_i1498">

<img border=«0» width=«465» height=«28» src=«ref-1_1704858904-1476.coolpic» v:shapes="_x0000_i1499"> см

<img border=«0» width=«253» height=«28» src=«ref-1_1704860380-866.coolpic» v:shapes="_x0000_i1500"> см
<img border=«0» width=«171» height=«25» src=«ref-1_1704861246-568.coolpic» v:shapes="_x0000_i1501">, отже необхідно встановити 3 групи реакторів, але при цьому напруга на генераторі буде вище припустимого, тому встановлюємо 2 групи реакторів типу 3ЧРОДЦ — 60000/500
<img border=«0» width=«209» height=«28» src=«ref-1_1704861814-680.coolpic» v:shapes="_x0000_i1502"> см

<img border=«0» width=«411» height=«28» src=«ref-1_1704862494-1260.coolpic» v:shapes="_x0000_i1503">

<img border=«0» width=«232» height=«25» src=«ref-1_1704863754-703.coolpic» v:shapes="_x0000_i1504">322,34 кВ < UДОП = 363 кВ

<img border=«0» width=«419» height=«28» src=«ref-1_1704864457-1440.coolpic» v:shapes="_x0000_i1505"> МВАр
У розрахунку будемо зневажати активною потужністю в лінії на неодруженому ходу.
<img border=«0» width=«475» height=«28» src=«ref-1_1704865897-1443.coolpic» v:shapes="_x0000_i1506"> МВАр

<img border=«0» width=«321» height=«55» src=«ref-1_1704867340-1376.coolpic» v:shapes="_x0000_i1507"> МВАр

<img border=«0» width=«319» height=«25» src=«ref-1_1704868716-1025.coolpic» v:shapes="_x0000_i1508"> МВАр

<img border=«0» width=«491» height=«28» src=«ref-1_1704869741-1502.coolpic» v:shapes="_x0000_i1509"> МВАр
Установлюємо на початку першої ділянки електропередачі групу реакторів 3ЧРОДЦ — 60000/500 з метою поглинання реактивної потужності, що стікає з лінії до генераторів (інакше UГ < UГ. ДОП.). Тоді:
<img border=«0» width=«311» height=«28» src=«ref-1_1704871243-1145.coolpic» v:shapes="_x0000_i1510"> МВАр

<img border=«0» width=«466» height=«59» src=«ref-1_1704872388-1353.coolpic» v:shapes="_x0000_i1511">13,42 кВ

<img border=«0» width=«284» height=«55» src=«ref-1_1704873741-1301.coolpic» v:shapes="_x0000_i1512"> МВАр

<img border=«0» width=«289» height=«25» src=«ref-1_1704875042-924.coolpic» v:shapes="_x0000_i1513"> МВАр

<img border=«0» width=«245» height=«57» src=«ref-1_1704875966-1127.coolpic» v:shapes="_x0000_i1514"> кА

<img border=«0» width=«381» height=«53» src=«ref-1_1704877093-1467.coolpic» v:shapes="_x0000_i1515"> кА
Перевірка технічних обмежень:
<img border=«0» width=«111» height=«31» src=«ref-1_1704620282-427.coolpic» v:shapes="_x0000_i1516"> кВ < <img border=«0» width=«88» height=«25» src=«ref-1_1704878987-355.coolpic» v:shapes="_x0000_i1517"> кВ < <img border=«0» width=«115» height=«31» src=«ref-1_1704621093-461.coolpic» v:shapes="_x0000_i1518"> кВ

<img border=«0» width=«101» height=«25» src=«ref-1_1704879803-385.coolpic» v:shapes="_x0000_i1519"> кА > <img border=«0» width=«73» height=«25» src=«ref-1_1704880188-321.coolpic» v:shapes="_x0000_i1520"> кА

<img border=«0» width=«123» height=«31» src=«ref-1_1704713142-478.coolpic» v:shapes="_x0000_i1521"> кВ < <img border=«0» width=«96» height=«25» src=«ref-1_1704880987-373.coolpic» v:shapes="_x0000_i1522"> кВ < <img border=«0» width=«121» height=«31» src=«ref-1_1704623086-456.coolpic» v:shapes="_x0000_i1523"> кВ
Досліджуємо можливість самозбудження генератора. Для цього знайдемо вхідний опір лінії із включеними на ній реакторами щодо шин ВН станції.
<img border=«0» width=«356» height=«28» src=«ref-1_1704881816-1042.coolpic» v:shapes="_x0000_i1524"> см

<img border=«0» width=«356» height=«28» src=«ref-1_1704882858-1030.coolpic» v:shapes="_x0000_i1525"> см

<img border=«0» width=«163» height=«25» src=«ref-1_1704883888-574.coolpic» v:shapes="_x0000_i1526"> Ом<img border=«0» width=«125» height=«28» src=«ref-1_1704640843-469.coolpic» v:shapes="_x0000_i1527"> См

<img border=«0» width=«223» height=«25» src=«ref-1_1704884931-710.coolpic» v:shapes="_x0000_i1528"> Ом, <img border=«0» width=«231» height=«25» src=«ref-1_1704885641-743.coolpic» v:shapes="_x0000_i1529"> Ом

<img border=«0» width=«557» height=«49» src=«ref-1_1704886384-1224.coolpic» v:shapes="_x0000_i1530"> Ом,

<img border=«0» width=«257» height=«52» src=«ref-1_1704887608-1039.coolpic» v:shapes="_x0000_i1531"> Ом — зовнішній опір носить ємнісної характер, отже, самозбудження генератора можливо.
Перевіримо ще одну умову:
<img border=«0» width=«67» height=«25» src=«ref-1_1704888647-314.coolpic» v:shapes="_x0000_i1532"> о. е. [1, табл.5.3]

<img border=«0» width=«357» height=«55» src=«ref-1_1704888961-1502.coolpic» v:shapes="_x0000_i1533"> Ом

<img border=«0» width=«281» height=«25» src=«ref-1_1704890463-876.coolpic» v:shapes="_x0000_i1534"> Ом

<img border=«0» width=«96» height=«25» src=«ref-1_1704891339-404.coolpic» v:shapes="_x0000_i1535">Ом < <img border=«0» width=«117» height=«25» src=«ref-1_1704891743-491.coolpic» v:shapes="_x0000_i1536"> Ом,
отже самозбудження генератора не буде.

Таким чином, у цьому режимі необхідно встановити 2 синхронних компенсатори типу КСВБО-50-11 на проміжній підстанції, 2 групи однофазних реакторів типу 3? РОДЦ — 60000/500 на початку першої лінії й 2 групи однофазних реакторів типу 3? РОДЦ — 60000/500 наприкінці першої лінії.


    продолжение
--PAGE_BREAK--