уб.
тис. руб.
МВт В· год/рік
МВт
кВт/км - питомі втрати на корону [1, табл. 3.10]
МВт
• тис. руб.
• тис. руб.
•
Наведені витрати:
тис. руб.
Отже, отримали:
Зх 1 = 18986,8 тис. руб.
Зх 2 = 19458,4 тис. руб.
Знайдемо різницю у відсотках:
.
Різниця в 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 більш надійна, ніж одноланцюгова в другій схемі, т.ч. виходячи з надійності, вибираємо варіант схеми № 1
2. Розрахунок основних робочих режимів електропередачі
У розрахунку приймаються такі припущення:
- протяжні ділянки ПЛ представляються П - образними схемами заміщення з урахуванням поправочних коефіцієнтів на розподіленість параметрів
- розподіл напруги по довжині лінії вважається відповідним ідеалізованої ПЛ
- втрати потужності при коронірованія проводів враховуються як зосереджені відбори на кінцях ділянок електропередачі
- втратами активної потужності намагнічування трансформаторів і шунтуючих реакторів нехтують
- не враховується активний опір трансформаторів
Враховуючи вище сказане, складемо схему заміщення електропередачі (рис. 6).
В
Рис. 6. Схема заміщення електропередачі
Розрахуємо параметри ліній електропередач на один ланцюг :
Лінія 1: U НОМ = 330 кВ; N = 1 ; провід 2'АС-400/51; Ом/км; Ом/км; См/км; МВт/км
радий.
;
В
Ом
Ом
См
МВт
Ом;
МВт
Лінія 2: U НОМ = 330 кВ; N = 1; провід 2'АС-400/51; Ом/км; Ом/км; См/км; МВт/км
радий.
;
В
Ом
Ом
См
МВт
Ом; МВт
Параметри трансформаторів:
- блокові трансформатори ГЕС: ТДЦ - 200000/330
кВ; кВ; Ом [1, табл. 5.19]
- автотрансформатори 2 Г— АТДЦТН - 167000/330/220:
кВ; кВ; кВ; Ом;; Ом [1, табл. 5.22]
Напруга U 3 на шинах системи у всіх режимах приймається рівним номінальному (330 кВ). Коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі не повинен бути нижче заданого ()
2.1 Режим найбільшої переданої потужності
Завдання розрахунку полягає у знаходженні економічно доцільного відношення значень напруги на початку і наприкінці головного ділянки електропередачі (перепаду напруги). Такому перепаду відповідають мінімальні народногосподарські витрати, наведені одного році нормативного терміну окупності. У витратах враховуються капіталовкладення в додатково встановлювані джерела реактивної потужності (ДРП) на проміжній підстанції, витрати на ремонт і обслуговування ІРМ, а також витрати на відшкодування втрат електроенергії в лінії.
Параметри елементів схеми заміщення:
• Лінія 1: Ом; Ом; См; МВт
• Лінія 2: Ом; Ом; См; МВт
• Група трансформаторів ГЕС: Ом
• 2 автотрансформатора 330/220 кВ (АТ):
Ом;; Ом
З метою зменшення втрат активної потужності бажано забезпечити можливо більш високі значення напруги в проміжних і вузлових точках електропередачі, обмежені вищим допустимою напругою U ДОД = 1,1 В· U НОМ = 363 кВ. Натуральна потужність лінії першої ділянки МВт німого більше переданої потужності Р 0 = 700 МВт, отже в лінії буде надлишок реактивної потужності, а напруга в середині лінії буде перевищувати напруги по кінцях лінії; враховуючи це, задамося напругою U 1 рівним 1,05 В· U НОМ і проведемо розрахунок режиму при різних значеннях U 2 .
U 1 = 347 кВ , U 2 = 340 кВ
МВт
Ом; 65,99 Ом
См
;;
В
МВАр
МВАр
13,71 кВ
МВАр
0,999
МВт
МВАр
МВт
МВАр
МВт
МВАр
Методом систематизованого підбору підбираємо Q 2 так, щоб, одержати коефіцієнт потужності наприкінці другої ділянки електропередачі НЕ нижча заданого (), а напруга U 3 на шинах системи близьким до номінального (330 кВ). p> Q 2 = - 25 МВАр
Приймаються МВт (власні потреби підстанції й місцеве навантаження).
МВт
МВт
МВАр
МВАр
