Расчёт и анализ режимов электроэнергетической системы напряжением 500/220 кВ, страница 14

Суммарная выработка, МВт	499,88
Суммарные потери, МВт	17,92
Суммарное потребление, МВт	481,96

5.3. Послеаварийный режим.

          В качестве послеаварийного режима принят режим наибольшей нагрузки при отключении одной цепи линии электропередачи С – П5. При этом вся мощность от системы (466 МВт) передаётся по одной цепи линии С – П5. Размещение реакторов было принято то же, что и для режима наибольшей нагрузки.

          Первоначальный расчёт показал, что напряжения во всех узлах схемы находятся в допустимых пределах. Система выдаёт 492,79 МВт активной и 35,25 МВар реактивной мощности, гидроэлектростанция вырабатывает 399,93 МВт активной и 183,24 МВар реактивной мощности. Для уменьшения выработки реактивной мощности электростанцией в узле 7 отключается одна группа шунтирующих реакторов.

          На шинах 10 кВ потребителей с помощью устройств РПН и линейных регуляторов поддерживается напряжение 10 ± 5% кВ.

          Напряжения в узлах сети и перетоки мощность в послеаварийном режиме показаны на рисунке 10.

Рис. 10. Напряжения в узлах сети и перетоки мощности в послеаварийном режиме.

          Суммарные показатели передачи электроэнергии по электрической сети приведены в таблице 31.

                                                                              Таблица 31

Суммарная выработка, МВт	892,72
Суммарные потери, МВт	26,54
Суммарное потребление, МВт	866

5.4. Режим синхронизации.

          Рассматривается синхронизация гидроэлектростанции с системой на напряжении 500 кВ в режиме наименьших нагрузок. Для осуществления этого режима отключается многополюсник МП67, моделирующий малое сопротивление станции и анализируется напряжение на конце линии электропередачи ГЭС – П4 в узле 7.

          В режиме синхронизации количество и размещение шунтирующих реакторов такое же, как и в режиме наименьшей нагрузки. Система выдаёт 384,12 МВт активной мощности. Напряжение на конце линии электропередачи ГЭС – П4 в узле 7 составляет 490,37 кВ. С помощью устройств РПН трансформаторов и линейных регуляторов на шинах 10 кВ потребителей поддерживается напряжение 10 ± 5%.

          Напряжение узлов сети и перетоки мощностей в режиме синхронизации показаны на рисунке 11.

Рис. 11. Напряжения в узлах сети и перетоки мощностей в режиме синхронизации.

          Суммарные показатели передачи электроэнергии по электрической сети приведены в таблице 32

                                                                              Таблица 32

Суммарная выработка, МВт	384,12
Суммарные потери, МВт	15,12
Суммарное потребление, МВт	369

     Вывод:

Пример справочного и рабочего файлов программы «Маскарад» для расчёта режима наибольшей нагрузки и результаты расчёта приведены в Приложении 1. Параметры электрической сети для всех рассмотренных режимов удовлетворяют требованиям как по уровням напряжений в узлах сети, так и по количеству выдаваемой потребителям активной и реактивной мощности. Во всех рассмотренных режимах соблюдается заданный приёмной системой диапазон изменения . Потери активной электроэнергии в сети в режиме наибольшей нагрузки составляют 2,5% от суммарной активной электроэнергии, что является хорошим показателем.

ГЛАВА 6

Технико-экономические показатели электрической сети

          В данной главе определяю основные технико-экономические показатели электрической сети: капитальные вложения в строительство, издержки на эксплуатацию, потери электроэнергии. Определяется тариф на услуги по передаче и распределению электрической энергии.

6.1. Капитальные вложения в строительство электрической сети, издержки на её эксплуатацию и потери электроэнергии.