В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны ГЭС.

Рис.2.6. Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах передающей станции

Значения U₂, P_C берем из предыдущего режима:

U₂=488,3 кВ, P_CИС=529 МВт

U_1хх = U₂/cos(β₀∙ℓ) = 488,3 /cos(1,111∙10^–3∙510) = 568,4 кВ.

Необходимо, чтобы U_1хх ≤ 525 кВ.

Для понижения напряжения на холостом конце головного участка ставим там реакторы.

Z_c =  Ом

β = Im = 1,111·10^-3 рад/км

А = cos(β·L₁) = 0,844

А_э = 488,3 / 525= 0,914

В = Z_c ·sin(β·L₁) = 150.45

Y_ртреб = (А_э – А)/В = 4,646·10^{-4 См}

Y_р = 180/525² = 6,531·10^{-4 См}

N = Y_ртреб / Y_р = 0,7

Т. о. устанавливаем группу реакторов 3∙РОДЦ – 60.

Тогда

U_1XX =  = 518,4 кВ

Q_p = 180·(U_1ХХ/525)² = 180·(518,4/525)² = 175,5 МВАр

Q’_л1 = U_1ХХ²· Y₁/2 - Q_p =518,4²·2,111·10^-3/2 – 175,5 = 108,1 МВАр

Q”_л1 =Q’_л1 - (Q’_л1/U_1XX)²· X₁ = 101,6 МВAp

Q₂ = Q”_л1 + 488,3²· Y₁/2 = 101,6 - 488,3²·2,111·10^-3/2 = 353,3 МВАр

P_сис = Р_пс = 529 МВт

Q_сис = 91,8 МВAp

Q_ат = Q₂ + Q_сис =353,3 + 91,8 = 445,1 МВAp

U’₂ = 488,3 – Q_ат·X_t2 /488,3= 488,3 – 445,1·30,55/488,3 = 459,9 кВ

Установим две группы реакторов 3∙РОДЦ – 60

Q_ат = Q₂ + Q_сис - Q_p =353,3 + 91,8 – 2·175,5 = 94,2 МВAp

U’₂ = 488,3 – Q_ат·X_t2 /488,3= 488,3 – 94,2·30,55/488,3 = 482,3 кВ

U_сн = U’₂·220/500 = 221,8 кВ

Q’_ат = Q_ат - 94,2 - ·30,55= 55,8 МВAp

Р_н = 10 МВт

Р_атс = Р_пс - Р_н = 529 – 10 = 519 МВт

Q_атс = Р_атс· tgφ_пс =519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp

Q’_нн = Q’_ат - Q_атс = 55,8 – 151,4 = -95,5 МВAp

Q_нн = Q’_нн – (Q’_нн/ U’₂)²· X_tн2 = -97,8 МВAp

U_нн = (U’₂ - Q’_нн ·X_tн2 /U’₂)·(10.5/500) = 10,49 кВ

Необходима установка двух СК типа КСВБ0-50-11.

Таким образом для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11.

Таблица 2.1.

Размещение КУ

Выводы: спроектирована электропередача от строящейся ГЭС, мощностью 1020 МВт в энергосистему, имеющую оперативный резерв 320 МВт, с промежуточной подстанцией, мощностью 520 МВт. Было выбрано два варианта электропередачи, удовлетворяющих условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей промежуточной подстанции, а так же приемной системы, обеспечиваемых электроэнергией от ГЭС. Для этих двух вариантов выбрали номинальные напряжения и сечения проводов участков электропередачи, схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции. Затем из двух вариантов выбрали первый. Критерием определения рационального варианта является минимум приведенных затрат (З₁ = 4800 тыс. руб. З₂ = 6139 тыс. руб.). Для выбранной электропередачи рассчитали основные режимы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный. Так же рассчитали режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции. В результате расчета режимов получили, что для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11.