Выбор основных параметров и анализ режимов электропередачи (стр. 4 из 9)
Ом; 
; 
ОмС целью уменьшения потерь активной мощности желательно обеспечить возможно более высокие значения напряжения в промежуточных и узловых точках электропередачи, ограниченные высшим допустимым напряжением UДОП = 1,1·UНОМ = 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·UНОМ 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 
МВАрМетодом 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 
МВАрМощность 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 UНН не соответствует допустимому.Приведенные затраты:
= 3231,9 тыс. руб.КСК ≈ 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 < 
кВПроверим напряжение в середине линии 1:
Ом