Расчёт основных рабочих режимов электропередачи

2. Расчёт основных рабочих режимов электропередачи

В расчёте принимаются следующие допущения:

– протяжённые участки ВЛ представляются П – образными схемами замещения с учётом поправочных коэффициентов на распределённость параметров

– распределение напряжения по длине линии считается соответствующим идеализированной ВЛ

– потери мощности при коронировании проводов учитываются как сосредоточенные отборы на концах участков электропередачи

– потерями активной мощности намагничивания трансформаторов и шунтирующих реакторов пренебрегают

– не учитывается активное сопротивление трансформаторов

Учитывая выше сказанное, составим схему замещения электропередачи (рис. 6).

Рис. 6. Схема замещения электропередачи

Рассчитаем параметры линий электропередач на одну цепь:

Линия 1: U_НОМ = 330 кВ; N = 1; провод 2´АС-400/51;  Ом/км;  Ом/км;  См/км; МВт/км

 рад.

;

 Ом

 Ом

 См

 МВт

 Ом;

 МВт

Линия 2: U_НОМ = 330 кВ; N = 1; провод 2´АС-400/51;  Ом/км;  Ом/км;  См/км; МВт/км

 рад.

;

 Ом

 Ом

 См

 МВт

 Ом;  МВт

Параметры трансформаторов:

– блочные трансформаторы ГЭС: ТДЦ – 200000/330

 кВ;  кВ;  Ом [1, табл. 5.19]

– автотрансформаторы 2×АТДЦТН – 167000/330/220:

 кВ;  кВ;  кВ;  Ом; ;  Ом [1, табл. 5.22]

Напряжение U₃ на шинах системы во всех режимах принимается равным номинальному (330 кВ). Коэффициент мощности в конце второго участка электропередачи не должен быть ниже заданного ()

 

2.1 Режим наибольшей передаваемой мощности

Задача расчёта состоит в отыскании экономически целесообразного отношения значений напряжения в начале и конце головного участка электропередачи (перепада напряжения). Такому перепаду соответствуют минимальные народнохозяйственные затраты, приведенные к одному году нормативного срока окупаемости. В затратах учитываются капиталовложения в дополнительно устанавливаемые источники реактивной мощности (ИРМ) на промежуточной подстанции, издержки на ремонт и обслуживание ИРМ, а также затраты на возмещение потерь электроэнергии в линии.

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 U_ДОП = 1,1·U_НОМ = 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·U_НОМ 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 U_НН не соответствует допустимому.

Приведенные затраты:

 = 3231,9 тыс. руб.

К_СК ≈ 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

U2, кВ	310	320	330	340
δ°	24,12	23,54	23	22,5
Q'ВЛ1, МВАр	262,61	207,44	152,45	97,6
Q0, МВАр	84,76	29,59	-25,41	-80,25
UГ, кВ	14,11	13,98	13,84	13,71
cosφГ	0,971	0,987	0,996	0,999
ΔPВЛ1, МВт	33,14	31,6	30,42	29,61
ΔQВЛ1, МВАр	303,61	289,48	278,7	271,22
P''ВЛ1, МВт	665,64	667,18	668,36	669,17
Q''ВЛ1, МВАр	-41	-82,04	-126,25	-173,62
P1, МВт	664,42	665,96	667,14	667,96
Q1, МВАр	100,95	69,22	34,6	-2,87
Q1 - QР, МВАр	100,95	69,22	34,6	-2,87
Q2, МВАр	-65	-75	-60	-25
P2, МВт	311,42	312,96	314,14	314,96
QАТ, МВАр	165,95	144,22	94,6	22,13
Q'АТ, МВАр	134,92	116,38	70,57	0,91
U'2, кВ	300,34	311,92	325,06	339,34
UСН, кВ	220,25	228,74	238,38	248,85
Q'АТ.Н, МВАр	63,85	45,31	-0,51	-70,16
QАТ.Н, МВАр	57,54	42,36	-0,49	-64,19
QСК, МВАр	53,77	29,71	0,49	34,06
UНН, кВ	9,03	9,72	10,84	12,27
З, тыс. руб.	3410,5	3158,2	2735,1	3231,9

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.