Рис 2.3 Схема замещения электропередачи
Рассчитаем параметры схемы замещения.
Линия 1
3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:
КR = 1 - ℓ2·x0·b0/3 = 1 – 5102·0,31·3,97·10-6/3 = 0,893
Rл1 = КR∙ℓ∙r0 = 0,893∙510∙0,034 = 15,49 Ом
КХ = 1 - ℓ2·x0·b0/6 = 1 – 5102·0,31·3,97·10-6/6 = 0,947
Xл1 = КХ∙ℓ∙x0 =0,947∙510∙0,31 = 149,665 Ом
КВ =
Вл1 = КВ∙ℓ∙b0 =1,043∙510∙3,97∙10–6 = 2,111∙10–3 См
Линия 2
3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:
КR = 1 - ℓ2·x0·b0/3 = 1 – 3802·0,31·3,97·10-6/3 = 0,941
Rл2 = КR∙ℓ∙r0 = 0,941∙380∙0,034 = 12,155 Ом
КХ = 1 - ℓ2·x0·b0/6 = 1 – 3802·0,31·3,97·10-6/6 = 0,97
Xл2 = КХ∙ℓ∙x0 =0,97∙380∙0,31 = 114,31 Ом
КВ =
Вл2 = КВ∙ℓ∙b0 =1,023∙510∙3,97∙10–6 = 1,543∙10–3 См
Параметры элементов схемы замещения:
ЛЭП 1: R1 = 15,49/2 = 7,745 Ом; Х1 = 149,665/2 = 74,83 Ом;
Y1 = 2·2,111·10-3 См ΔРК1 = 8·510·2/1000 = 8,16 МВт
ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;
Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт
Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5/4 = 22,375 Ом
Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом
Найдем натуральную мощность
Zc =
ОмРнат = 2·5002/279,438 = 1,789·103 >Р0 = 1020 МВт передаваемая мощность меньше натуральной.
Зададимся несколькими значениями напряжения U2 для выбора минимума затрат на установку КУ. В данном режиме U1 = 500 кВ. Перепад напряжения должен быть таким, чтобы напряжение в линии не превышало допустимого (525 кВ). Зададимся напряжением U2 = 500 кВ и выполним расчеты, а для 505, 510, 515, 520 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.
Z1 = R1 + jX1 = 7.745 + j74.83; |Z1| = 75.23 Ом
Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.013
α11 = α12 =arcsin(R1/|Z1|) = arcsin(7.745/75.23) = 5.91º
δ1 =
Q’л1 = U12· Y11·cos α11 - U1· U2 ·Y11·cos (δ1 - α12) = 51,4 МВар
Qл1 = Q’л1 - U12· Y1/2 = 51,4 – 5002 ·4,22·10-3 /2 = -476,4 МВар
Р’л1 = Р0 - ΔРК/2 = 1020 – 8,16/2 = 1016 МВт
Uг =
= 14.36кВ
Uг мало, поэтому устанавливаем 3 группы реакторов 3хРОДЦ-60
Qp = 3·180·(U1/525)2 = 489.8 МВАр
Qл1 = Qл1 + Qp = 13,4 МВАр
Uг =
= 15.02 кВUг доп = (14,96 – 16,54) кВсosφг =
= 0,995ΔРл1 =
МВтΔQл1 =
МВApP”л1 = Р’л1 – ΔРл1 = 1016 – 32.06 = 983.86 МВт
Q”л1 = Q’л1 – ΔQл1 = 51.38 – 309.73 = -258.38 МВАр
Р2 = P”л1 - ΔРК1/2 = 983.86 – 8,16/2 = 979.78 МВт
Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2 = -258.38 + 5002·4,22·10-3 /2 = 269.4 МВAp
Pсис = Р2 – Рпс = 979,78 – 520 = 459,78 МВт
Рат = Рпс = 520 МВт
Qсис = Pсис·tgφпс =459,78·tg(arccos(0.96))=93.36 МВAp
Qат = Q2 – Qсис =269,4 – 93,36 = 176,04 МВAp
Q’ат = Qат -
176,04 - 
·30.55= 139.21 МВApU’2 = U2 - Qат·Xt2 /U2= 500 – 176.04·30.55/500 = 491,5 кВ
Uсн = U’2·230/500 = 226,1 кВ
Рн = 10 МВт
Ратс = Рпс - Рн = 520 – 10 = 510 МВт
Qатс = Ратс· tgφпс =510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp
Q’нн = Q’ат - Qатс = 139,21 – 148,75 = -9,54 МВAp
Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2· Xtн2 = -9,56 МВAp
Uнн = (U’2 - Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500) = 10.345 кВ
Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11.
рн = 0,12 ; Кск = 650/100 тыс. руб./Мвар; З” = 0.02 тыс. руб./(МВт·ч)
аск = 0,088 ; τ = 4253 час ; ΔРл1 =32,05 МВт
приведенные затраты:
З = (аск + рн)·|Qнн|· Кск + ΔРл1· τ· З” = 2741 тыс. руб.
Аналогично определим затраты для различных уровней напряжений, результаты представим в виде таблицы (приложение 4).
Как видно из таблицы П4.1 минимум затрат наблюдается при 500 кВ, но при этом Uнн < 10.45 кВ, поэтому будем вести расчёт для напряжения U2 =505 кВ.
Произведём расчёт линии Л – 2. Учитывая посадку напряжения на линии, устанавливаем две группы реакторов 3×РОДЦ – 60.
Рл2 = Pсис - ΔРК2/2 = 459,86 – 3,04/2 = 458,34 МВт
Qp = 180·(U1/525)2 = 180·(505/525)2 = 166,5 МВАр
Q’л2 = Qсис + U22· Y2/2 – 2·Qp = 93,36 + 5052·1,543·10-3/2 – 2·166,5 = -42,96 МВАр
ΔРл2 =
= 10,1 МВтΔQл2 =
94,99 МВApP’сис = Рл2 – ΔРл2 = 458,34 – 10,1 = 448,24 МВт
Q’сис = Q’л2 – ΔQл2 = -42,96 – 94,99 = -137,95 МВАр
Uсис =
= 524,44 кВQ”сис = Q’сис + Uсис2· Y2/2 = -137,95 + 524,442·1,543·10-3/2 = 74,24 МВAp
сosφсис = cos(arctg
) = 0,987Произведём проверку режима:
1) UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,53 кВ < UННдопmax=11,55кВ
2) UСН = 229,01≤ UСНдопmax= 253 кВ
3) UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 14,97 кВ < UГдопmax=16,54 кВ
4) cosφгном = 0,997 > cosφгном = 0,85
По условию в данном режиме мощности, передаваемые по линиям, составляют 30 % номинальных. Поэтому в режиме НМ отключены одна цепь на ВЛ1, одна из групп автотрансформаторов на промежуточной подстанции, два блока на ГЭС.
Параметры элементов схемы замещения:
ЛЭП 1: R1 = 15,49 Ом; Х1 = 149,665 Ом;
Y1 = 2,111·10-3 См ΔРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт
ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;
Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт
Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5/2 = 44,75 Ом
Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1 Ом ; Хtн2 = 113,5 Ом
Зададимся несколькими напряжениями для выбора минимума затрат на установку КУ. В данном режиме U1 = 500 кВ. Перепад напряжения должен быть таким, чтобы напряжение в линии не превышало допустимого (525 кВ). Зададимся напряжением U2 = 500 кВ и выполним расчеты, а для 505, 510, 515 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.
Z1 = R1 + jX1 = 15,49 + j149,665; |Z1| = 150,46 Ом
Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.0066
α11 = α12 =arcsin(R1/|Z1|) = arcsin(15,49/150,46) = 5.91º
δ1 =
10,5ºQ’л1 = U12· Y11·cos α11 - U1· U2 ·Y11·cos (δ1 - α12) = -3,5 МВар
Qл1 = Q’л1 - U12· Y1/2 = -3,5 – 5002 ·2,11·10-3 /2 = -267,38 МВар
Р’л1 = Р0·0,3 - ΔРК/2 = 1020·0,3 – 4,08/2 = 303,96 МВт
Uг =
= 14.18 кВUг мало, поэтому устанавливаем 2 группы реакторов 3хРОДЦ-60
Qp = 2·180·(U1/525)2 = 326,53 МВАр
Qл1 = Qл1 + Qp = 59,15 МВАр
Uг =
= 15.16 кВсosφг =
= 0,97ΔРл1 =
5,725 МВтΔQл1 =
55,32 МВApP”л1 = Р’л1 – ΔРл1 = 303,96 – 5,725 = 298,235 МВт
Q”л1 = Q’л1 – ΔQл1 = -3,5 – 55,32 = -58,82 МВАр
Р2 = P”л1 - ΔРК1/2 = 298,235 – 4,08/2 = 296,2 МВт
Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2 = -58,82 + 5002·2,11·10-3 /2 = 205,05 МВAp
Pсис = Р2 – Рпс = 296,2 – 520·0,3 = 140,2 МВт
Рат = Рпс = 520·0,3 = 156 МВт
Qсис = Pсис·tgφпс =140,2·tg(arccos(0.96))=28,47 МВAp
Qат = Q2 – Qсис =205,05 – 28,47 = 176,58 МВAp
Q’ат = Qат -
176,58 - 
·61,1= 163,02 МВAp
