МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

335,7 кВ

МВт

МВАр

0,981

Перевірка технічних обмежень:

кВ <

кВ

(на споживання)

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 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.

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 (P_C = 356,4 МВт), те необхідно задіяти оперативний резерв прийомної системи для розвантаження головної лінії. Тоді P₀ = P₀ - Р_РЕЗ = 700 - 200 МВт = 500 МВт

Параметри елементів схеми заміщення:

Лінія 1:

Ом;

См;

МВт

Лінія 2:

Ом;

См;

МВт

Група трансформаторів ГЕС:

Ом

2 автотрансформатори 330/220 кВ (АТ):

Ом;

;

Ом

Приймаємо: U₁ = 340 кВ, U₂ = 330 кВ

МВт

Ом;

131,98 Ом

см

;

МВАр

13,67 кВ

МВАр

0,986

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 U₃на шинах системи близьким до номінального (330 кВ).

Q₂ = - 75 МВАр

Приймаємо

МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження).

МВт

МВАр

= 331,96 кВ

МВт

МВАр

239,44 кВ

МВт

МВАр

Потужність синхронного компенсатора

132,3 МВАр

11,41 кВ

Приймаємо U₃ = 330 кВ

МВт;

МВАр

МВт

МВАр

МВт

МВАр

Основні параметри і аналіз режимів електропередачі (стр. 6 из 9)

2.3 Після аварійний режим