Загрузка...
Учебная работа. Дипломная работа: Линия электропередачи напряжением 500 кВ
УДК 621.315.1.027
Ш42
ШЕЛЕВСКИЙ АЛЕКСАНДР ВИКТОРОВИЧ
Линия электропередачи напряжением 500 кВ.
Стр. 115, рис. 26, табл. 51, библ. 11.
В данной работе выполнено проектирование электропередачи от строящейся ГЭС в энергосистему с промежуточной подстанцией, для которой произведен расчет и анализ основных режимов работы. Так же выполнено проектирование развития районной электрической сети. Кроме того, сделан обзор научно-технической литературы, рассмотрены вопросы по безопасности и экологичности проекта, выполнен механический расчет провода и троса линии электропередачи 500 кВ, рассчитаны технико-экономические показатели электропередачи.
ВВЕДЕНИЕ
В данном дипломном проекте будет сделан обзор научно-технической литературы. В нем рассмотрим вопросы о повышении надежности воздушных линий при воздействии атмосферных нагрузок и способы эффективного удаления гололедообразований с проводов ВЛ. далее выполним проектирование электропередачи от строящейся ГЭС в энергосистему с промежуточной подстанцией. Из нескольких вариантов электропередачи необходимо выбрать один, удовлетворяющий условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей промежуточной подстанции, а так же приемной системы, обеспечиваемых электроэнергией от ГЭС. кроме того выбранный вариант должен быть экономически выгодным. Критерием определения рационального варианта является минимум приведенных затрат. Для выбранной электропередачи требуется рассчитать основные режимы работы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный. Так же рассчитаем режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции. помимо проектирования линии 500 кВ выполним проектирование развития районной электрической сети: необходимо дать характеристику потребителей и источников питания; определить потребную району мощность; для двух выбранных вариантов развития определить (проверить) сечения проводов, трансформаторы у потребителей; в результате технико-экономического сравнения выбрать рациональный вариант, для которого произвести расчет и анализ основных режимов работы. Кроме того, требуется рассчитать основные технико-экономические показатели электропередачи: капиталовложения, издержки, себестоимость передачи электроэнергии. В разделе по безопасности и экологичности проекта рассмотрим технику безопасности при профилактических испытаниях изоляции воздушных линий. Так же произведем механический расчет провода и троса линии 500 кВ.
1. ВЛ ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ АТМОСФЕРНЫХ НАГРУЗОК
1.1 О повышении надежности ВЛ при воздействии атмосферных нагрузок
В настоящее время в РФ значения нормативных атмосферных нагрузок на системы ВЛ определяются по методике [1] по региональным картам гололедных, гололедно-ветровых и ветровых нагрузок [1]. Гололедные нагрузки с заданной надежностью (вероятность непревышения нагрузки в 1 год) принимаются на основе данных измерений в течение 25 — 30 лет случайных значений максимальной в год массы гололеда на площадке метеостанции на высоте 2 м на проводе диаметром 5 мм на длине 1 м. На основе полученных данных о годовых максимумах массы гололеда на высоте 2 м от земли для метеостанции А создается статистический ряд значений толщин стенок b цилиндрического гололеда на проводе, эквивалентных массе гололеда с плотностью 0,9 г/см3
, пересчитанных к высоте 10 м, диаметру 10 мм с поправкой на влияние закрытости провода метеостанции другими объектами.
В дальнейшем случайные значения выстраиваются в возрастающем порядке и определяется ежегодная надежность (вероятность непревышения) каждого члена по формуле (1).
(1.1)
где n — номер члена ряда в порядке возрастания; m -общее число лет измерений на метеостанции.
Таким образом, получается интегральная статистическая функция bn
= F(bn
).
Нормативное
F(bЭ где bЭ По функции распределения значений bn Далее, для группы метеостанций, расположенных на территории энергосистемы в сходных условиях рельефа местности, строится график регрессионной зависимости bЭ Анализ данных практического применения методики [1] позволил установить существенные недостатки этого документа. В [1] ошибочно предполагается, что, как и на площадке метеостанции, на всей территории в границах района гололедности значение bЭ Ежегодная надежность bЭ Проведенный анализ показывает, что по [1] не представляется возможным с использованием интегральных статистических функций распределения bn Одним из факторов повышения надежности систем ВЛ является обоснованная оценка ежегодной надежности атмосферных нагрузок на территории расположения систем ВЛ (а не на площадке метеостанции). Оценка ежегодной надежности атмосферных нагрузок на ВЛ и определение значений должны выполняться для территории по интегральной статистической функции, составленной из годовых максимумов гололедных нагрузок на этой территории (а не на площадке метеостанции), характеризуемой общими признаками (равнина, низменность, возвышенность и др.). Все участки территории, отнесенные к данному нормативному району, должны располагаться в интервале высотных отметок местности не более 150 м. Так же для повышения надежности ВЛ необходимо выполнять реконструкцию ВЛ, либо воспользоваться плавкой гололеда на проводах ВЛ. 1.2.повышение эффективности удаления гололедообразований с проводов ВЛ
Воздушные линии электропередачи согласно нормам РАО «ЕЭС россии» рассчитываются на прочность с учетом воздействия атмосферных нагрузок (гололед, ветер и их сочетание) и температуры воздуха. Предусмотрена система мероприятий и способов повышения надежности электроснабжения по ВЛ в условиях гололедообразования на действующих линиях электропередачи. К числу мероприятий относится уточнение метода определения гололедно-ветровых нагрузок на территории энергосистемы с учетом воздействия пространственно-распределенных гололедно-ветровых нагрузок на пространственно-распределенные системы ВЛ и соответствующая реконструкция ВЛ с учетом воздействия больших величин нагрузок при нормированной ежегодной надежности. К числу способов относится предотвращение гололедообразования посредством нагрева провода электрическим током или удаление гололеда на проводах ВЛ методом его плавления посредством нагрева проводов электрическим током. Когда имеются условия для гололедообразования (отрицательная температура воздуха, туман), на начальной стадии можно предотвратить гололедообразование на проводе ВЛ, увеличивая силу тока до значений, нагревающих провод ВЛ до положительной температуры (например, до +2°С), чтобы предотвратить замерзание капель воды на проводе ВЛ. В этом случае температура t > 2°С должна сохраняться до окончания процесса гололедообразования на проводах ВЛ. Если на начальной стадии гололедообразования температура провода отрицательная, то образуется односторонний гололед, при котором может возникнуть пляска проводов ВЛ. Для предотвращения пляски проводов целесообразно удалять гололед, создавая силу электрического тока, достаточную для плавления одностороннего гололеда. При длительном процессе гололедообразования на проводе возле опор ВЛ образуется односторонний гололед. В средней части пролета ВЛ провод закручивается под воздействием момента от веса одностороннего гололеда так, что со временем образуется гололед цилиндрической формы. В каждом из перечисленных вариантов предотвращения гололедообразования или удаления гололеда существенно различны условия теплового баланса, которые должны быть отражены в соответствующих уравнениях. В каждом варианте имеется стадия нагрева провода (до +2°С — для предотвращения гололедообразования, 0°С — для начала плавки гололеда). Баланс энергии при нагреве провода в режиме предотвращения гололедообразования на проводе ВЛ. В последующих уравнениях и для баланса энергии и мощности принято, что в условиях гололедообразования при тумане днем и ночью поглощение лучистой энергии из окружающей среды равно нулю. Уравнение баланса энергии (1.3) при нагреве сухого голого провода приведено далее 0,95I2 где I – сила тока; R0 Из уравнения (1.3) определяется время τ, необходимое для нагрева голого сухого провода до tn В дальнейшем расчеты выполнены для провода АС 120/19. Результаты расчетов для провода АС 120/19 при условиях tn Как следует из результатов расчета, для голого провода АС 120/19 при его нагреве от -5°С до +2°С изменение скорости ветра по трассе ВЛ существенно влияет на возможность предотвращения гололедообразования. Из уравнения (1.3) при t=∞ вычисляются значения температуры tn Из результатов расчета tn Баланс энергии в режиме непрерывной плавки гололеда цилиндрической формы для удаления его с провода ВЛ в заданный отрезок времени. Удаление гололеда с провода ВЛ состоит из двух стадий переходного во времени процесса. На первой стадии после включения электрического тока происходит нагрев провода. температура провода со временем увеличивается от tB Баланс энергии в режиме непрерывной плавки для удаления гололеда в заданный отрезок времени определяется следующим уравнением: 0,95I2 + εC0 где Gн По уравнению (1.4) выполнены расчеты значений электрического тока, необходимых для удаления гололеда и изморози, при заданных временах удаления гололеда 15, 30, 45 и 60 мин для провода марки АС 120/19 при различных сочетаниях погодных условий (температура воздуха, скорость ветра, ветер направлен нормально оси ВЛ). Анализ расчетов показывает, что в целях экономии электроэнергии необходимо плавить гололед небольших размеров при минимальном времени плавки. Такое решение существенно повышает надежность электроснабжения по системам ВЛ. Баланс энергии при удалении одностороннего гололедообразования. При температуре воздуха -2 – 0°С гололед образуется с наветренной стороны провода. Электрические токи в проводах ВЛ при нормированной плотности в зимних условиях ночью нагревают провод не более чем на 0,5°С, поэтому при отрицательной температуре воздуха, если своевременно не воспользоваться достаточным предупредительным нагревом провода ВЛ, при погодных условиях, соответствующих гололедообразованию, на проводе начинает образовываться гололед, толщина стенки которого увеличивается навстречу ветру. При расчетах токов для удаления одностороннего гололеда толщиной стенки 1 — 2 см необходимо знать время нагрева провода до tп процесс нагрева провода до 0°С при наличии на нем одностороннего гололеда; процесс плавки гололеда, когда на границе гололед — провод температура не изменяется. Процесс нагрева провода до 0°С на границе односторонний гололед — провод. Удаление одностороннего гололеда должно выполняться при нагреве провода током более 1 кА в течение нескольких секунд. За несколько секунд температура t1 0,95I2 где 0,5·1,1 Из уравнения (1.5) определяется время τ, необходимое для нагрева провода до 0°С.Расчеты показывают, что при токах в диапазоне 3000 А — 8000 А время нагрева провода до 0°С составляет доли секунды. Для нагрева провода до 0°С необходима мощность при коротком замыкании до 14,5 тыс. кВт/км провода. При этом затраты энергии составляют не более 0,5 кВт-ч/км провода. Удаление одностороннего гололеда с проводов ВЛ. Многообразны условия нагрева и теплоотдачи при одностороннем гололедообразовании на проводе ВЛ. Для решения вопроса об удалении одностороннего гололеда с проводов ВЛ необходимо применять условные модели теплоотдачи с поверхностей голого провода и одностороннего отложения гололеда. Основная идея заключается в том, что потери энергии на конвекцию с поверхности голой части провода, экранированного односторонним гололедом, рассчитываются, как это сделано в уравнении (1.3), с учетом коэффициента 0,5, а потери энергии на нагрев и плавление слоя гололеда с наветренной стороны рассчитываются по уравнению (1.6) с учетом специфики плавления тонкого слоя одностороннего льда 0,95I2 где J’пл Удаление одностороннего гололеда предусматривает нагрев провода током с последующим плавлением тонкой пленки льда на границе провод — гололед, который под действием собственного веса должен падать. Задача сводится к определению затрат времени, необходимых для плавления пленки гололеда толщиной 1 — 1,5 мм на границе провод — гололед. Провод предварительно будет нагрет до t0 Из уравнения (1.6) определяется время τ, необходимое для плавления одностороннего гололедообразования. Из полученных результатов следует, что наиболее приемлемый диапазон электрических токов находится в пределах 5000 — 8000 А. В этом случае время плавки гололеда (с учетом времени нагрева провода) находится в пределах 3,42 — 1,05 с. Необходимая мощность от 5,6 до 14,5 тыс. кВт/км провода. затраты электроэнергии на нагрев провода и плавление гололеда не более 4,24 кВт-ч/км провода. Сравнение эффективности способов удаления гололедообразований. Выполненные расчеты позволяют сравнить эффективность рассмотренных способов удаления гололедообразований на проводах ВЛ. Результаты расчетов сведены в табл. П1.3 (приложение 1). Как видно из данных табл. П1.3., способ удаления одностороннего гололедообразования — наиболее эффективный по затратам как времени, так и электроэнергии. Этот способ дает возможность в течение одного рабочего дня удалить гололед поочередно на всех ВЛ на территории, где гололедные нагрузки увеличиваются интенсивнее, чем в других частях энергосистемы, и могут быть опасны для прочности ВЛ. Применимость данного способа зависит от технических возможностей в энергосистеме. Выводы: вопрос о повышении надежности ВЛ при воздействиях атмосферных нагрузок достаточно актуален. В данной главе рассмотрены две статьи на эту тему. В первой поднята проблема о превышении нормативных гололедных нагрузок и уточнена методика определения атмосферных нагрузок по региональным картам [1]. Во второй статье предложены уравнения для определения токов и времени плавки гололеда на проводах ВЛ и сделаны выводы о наиболее эффективных способах удаления гололедообразований [2]. 2. ЛИНИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 500 кВ 2.1 Выбор схемы, номинального напряжения и сечения проводов участков электропередачи
Проектируется электропередача, связывающая строящуюся гидроэлектростанцию с промежуточной подстанцией и мощной приемной системой. Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию надёжного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приёмной системы, обеспечиваемых энергией от ГЭС. Сопоставляя три заданные величины : наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р0 наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Рп/ст оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Ррезерв наметим следующие варианты схемы участков электропередачи (т. к. проектируемая сеть располагается в Западной Сибири, то возможно использование только напряжения 500 кВ): МВт км МВт МВт км МВт МВт МВт кВ кВ кВ Рис 2.1. Вариант 1 схемы участков электропередачи км км МВт МВт МВт МВт МВт МВт МВт кВ кВ кВ Рис 2.2. Вариант 2 схемы участков электропередачи Выберем сечения проводов электропередачи. Вариант 1
Линия 500 кВ длиной 510 км (две цепи) Fрасч Fрасч Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66. Iдоп 2040 > 2∙613=1226, значит провод по нагреву проходит Линия 500 кВ длиной 380 км (одна цепь) Fрасч Fрасч Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66. Iдоп 2040 > 589, значит провод по нагреву проходит Вариант 2
Линия 500 кВ от ГЭС к промежуточной подстанции аналогична варианту 1, т. е. используется провод3×АС 300/66. Линия 500 кВ длиной 380 км (две цепи) Fрасч Fрасч Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66. Iдоп 2040 > 2∙295=590, значит провод по нагреву проходит 2.2 Выбор схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции
Вариант 1 С учетом собственных нужд (принимаем 1%): Ррасч СВФ 730/230 – 24. Sном.г Х’d Располагаемая мощность ГЭС равна 1040 МВт. С учётом подключения одного генератора к блочному трансформатору выбираем четыре ТДЦ 400000/500 со следующими номинальными параметрами: Sном. тр Δ Рк При числе присоединений равном шести на напряжении 500 кВ выбираем полуторную схему РУ. На промежуточной подстанции при трех линиях применим схему трансформаторы – шины с присоединением линий через два выключателя. На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ через группы автотрансформаторов (2х3+1)АОДЦТН-167000/500/220. Определим количество отходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на их натуральную мощность: n = Рп/ст При числе присоединений равном шести выбираем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи представлена на рис П2.1. (приложение 2). Вариант 2 Схема ГЭС такая же как и в первом варианте. В качестве схемы ОРУ 500 кВ подстанции при четырех линиях применим схему трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий. На ОРУ 220 кВ схема такая же как и в первом варианте. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи представлена на рис П2.2. (приложение 2). Выберем выключатели: В цепи генераторов: I max ВВГ – 20 – 160 U ном ОРУ 500 кВ : I max ВВМ – 500Б – 31,5 U ном ОРУ 220 кВ : I max ВВБ – 220Б – 31,5/2000У1 U ном 2.3 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта
Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле: 3= Ен · К∑ где Ен К∑ К∑ Кл Кп/ст В расчете не учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. Кку Кору Ктр Кпч И∑ И∑.о.р а. И∑потери ээ И∑а.о.р И∑потери ээ Иа.о.р.вл ал И а.о р п/ст Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2 (2-й участок ВЛ, ОРУ ВН подстанции). Т. к. в обоих вариантах на промежуточной подстанции применяется схема трансформаторы-шины (в 1-м с присоединением линий через два выключателя, во 2-м через полтора) и число выключателей равно шести для обеих схем, то их стоимость одинакова. Поэтому сравниваем только 2-й участок ВЛ. Расчет приведен в приложении 3. В результате получили: З = Ен З1 З2 Оценим разницу в % : ε = (6139 – 4800) ·100% /6139 = 21,8% Т.о. схема 1 обходится дешевле, нежели схема 2, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является вариант 1 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта. 2.4 Расчёт нормальных, послеаварийного и особых режимов электропередачи
Q′′сис Uсис Рис 2.3 Схема замещения электропередачи Рассчитаем параметры схемы замещения. Линия 1 3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь: КR Rл1 КХ Xл1 КВ Вл1 Линия 2
3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь: КR Rл2 КХ Xл2 КВ Вл2 2.4.1 Расчет режима наибольшей передаваемой мощности Параметры элементов схемы замещения: ЛЭП 1: R1 Y1 ЛЭП 2: R2 Y2 Трансформатор ГЭС: Хt1 Трансформатор ПС: Хt2 Найдем натуральную мощность Zc Рнат Зададимся несколькими значениями напряжения U2 Z1 Y11 α11 δ1 Q’л1 Qл1 Р’л1 Uг Uг Qp Qл1 Uг сosφг ΔРл1 ΔQл1 P”л1 Q”л1 Р2 Q2 Pсис Рат Qсис Qат Q’ат U’2 Uсн Рн Ратс Qатс Q’нн Qнн Uнн Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11. рн аск приведенные затраты: З = (аск Аналогично определим затраты для различных уровней напряжений, результаты представим в виде таблицы (приложение 4). Как видно из таблицы П4.1 минимум затрат наблюдается при 500 кВ, но при этом Uнн Произведём расчёт линии Л – 2. Учитывая посадку напряжения на линии, устанавливаем две группы реакторов 3×РОДЦ – 60. Рл2 Qp Q’л2 ΔРл2 ΔQл2 P’сис Q’сис Uсис Q”сис сosφсис Произведём проверку режима: 1) UННдоп 2) UСН 3) UГдоп 4) cosφгном 2.4.2 Расчет режима наименьшей передаваемой мощности По условию в данном режиме мощности, передаваемые по линиям, составляют 30 % номинальных. поэтому в режиме НМ отключены одна цепь на ВЛ1, одна из групп автотрансформаторов на промежуточной подстанции, два блока на ГЭС. параметры элементов схемы замещения: ЛЭП 1: R1 Y1 ЛЭП 2: R2 Y2 Трансформатор ГЭС: Хt1 Трансформатор ПС: Хt2 Зададимся несколькими напряжениями для выбора минимума затрат на установку КУ. В данном режиме U1 Z1 Y11 α11 δ1 Q’л1 Qл1 Р’л1 Uг Uг Qp Qл1 Uг сosφг ΔРл1 ΔQл1 P”л1 Q”л1 Р2 Q2 Pсис Рат Qсис Qат Q’ат U’2 Uсн Рн Ратс Qатс Q’нн Qнн Uнн Для повышения напряжения на низкой стороне ПС установим группу реакторов в конце 1-й линии. Qат Q’ат U’2 Uсн Рн Ратс Qатс Q’нн Qнн Uнн Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11. рн аск приведенные затраты: З = (аск Аналогично определим затраты для различных уровней напряжений, результаты представим в виде таблицы (приложение 4, табл. П4.2). Как видно из таблицы П4.2 минимум затрат наблюдается при 500 кВ. Произведём расчёт линии Л – 2. Учитывая посадку напряжения на линии, устанавливаем две группы реакторов 3×РОДЦ – 60. Рл2 Qp Q’л2 ΔРл2 ΔQл2 P’сис Q’сис Uсис Q”сис сosφсис Произведём проверку режима: 1) UННдоп 2) UСН 3) UГдоп cosφгном 2.4.3 Расчёт послеаварийного режима В качестве послеаварийного режима рассматриваем отключение одной цепи линии Л-1. При этом по линии Л-1 протекает мощность P0 Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U2 Параметры элементов схемы замещения: ЛЭП 1: R1 Y1 ЛЭП 2: R2 Y2 Трансформатор ГЭС: Хt1 Трансформатор ПС: Хt2 Z1 Y11 α11 δ1 Q’л1 Qл1 Р’л1 Uг сosφг = ΔРл1 ΔQл1 P”л1 Q”л1 Р2 Q2 Pсис Рат Примем : Qсис Qат Q’ат U’2 Uсн Рн Ратс Qатс Q’нн Qнн Uнн Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11. Произведём расчёт линии Л – 2. Рл2 Q’л2 ΔРл2 ΔQл2 P’сис Q’сис Uсис Q”сис сosφсис Произведём проверку режима: 1) UННдоп 2) UСН 3) UГдоп 4) cosφгном Рассчитанные основные рабочие режимы электропередачи требуют установки УПК 40%, двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11, трех групп реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 1, одной группы реакторов 3∙РОДЦ – 60 в конце линии 1 и двух групп реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 2. 2.4.4 Расчёт режима синхронизации на шинах промежуточной подстанции В этом случае линия головного участка электропередачи включена со стороны станции и отключена со стороны промежуточной подстанции. При этом приемная подстанция питается от приемной системы по второму участку электропередачи. Напряжение на шинах подстанции определяется обычным путем, исходя из того, что синхронизация осуществляется в режиме максимальных нагрузок. Рассчитаем участок электропередачи система – промежуточная подстанция. Параметры схемы замещения: ЛЭП 2: R2 Y2 Трансформатор ПС: Хt2 Примем Р3 Uсис Р”л2 Q”л2 Определим превышать 500 кВ. Q”л2 Устанавливаем в конце второй линии группу реакторов 3·РОДЦ-60 Qp Q”л2 ΔР”л2 ΔQ”л2 Р’л2 Q’л2 U2 далее проверим напряжения на НН и СН подстанции. Рат Qат Q’ат U’2 Uсн Рн Ратс Qатс Q’нн Qнн Uнн Оставшийся дефицит реактивной мощности покрывают два синхронных компенсатора установленных ранее. Uнн следовательно, режим допустим. Теперь рассчитаем первый участок электропередачи. вторая цепь линии Л-1 отключена, на ГЭС в работе 1 генератор и 1 блочный трансформатор. Для синхронизации необходимо чтобы напряжения на отключённом конце головного участка и на шинах промежуточной подстанции были равны. U2 U2 Для уменьшения напряжения на открытом конце головного участка ставим реакторы в конце головной линии. Определим необходимое количество этих реакторов: U1 Zc β = Im А = cos(β·L1 Аэ В = Zc Yртреб Yр N = Yртреб Т. о. устанавливаем две группы реакторов 3∙РОДЦ – 60. Тогда U2XX Что неравно напряжению на шинах промежуточной подстанции, питающейся от системы, поэтому уменьшим напряжение в начале линии за счет регулирования возбуждения генератора станции. U2XX Что равно напряжению на шинах промежуточной подстанции. Определим возможность существования такого режима для генератора. ЛЭП 1: R1 Y1 Трансформатор ГЭС: Хt1 Qp Q”л1 Q’л1 U1 Qл1 Для уменьшения Uг Qл1 Uг Qг Iг Iгном Iг Исследуем возможность самовозбуждения генератора. Хс Хр Z1 Zвнеш Xd Zвн Т.к. Xd Rвн X Рис.2.5. Зоны самовозбуждения генератора 2.3.5 Расчёт режима синхронизации на шинах передающей станции 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 U2 U1хх необходимо, чтобы U1хх Для понижения напряжения на холостом конце головного участка ставим там реакторы. Zc β = Im А = cos(β·L1 Аэ В = Zc Yртреб Yр N = Yртреб Т. о. устанавливаем группу реакторов 3∙РОДЦ – 60. Тогда U1XX Qp Q’л1 Q”л1 Q2 Pсис Qсис Qат U’2 Установим две группы реакторов 3∙РОДЦ – 60 Qат U’2 Uсн Q’ат Рн Ратс Qатс Q’нн Qнн Uнн 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 Начало линии1 Режим НБ Режим НМ Режим ПАВ синхронизация на шинах ПС синхронизация на шинах ГЭС 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 3. РАЗВИТИЕ РАЙОННОЙ электрической СЕТИ 3.1. Анализ исходных данных
3.1.1 Характеристика электрифицируемого района сеть будем проектировать в Западной Сибири. Данному региону соответствует I район по гололёду и II по ветру. Регион находится в умеренном климатическом поясе. Среднегодовое количество осадков от 400 до 1000 мм. максимальная температура воздуха +43°С, минимальная -37°С. В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение, металлургия и металлообработка, легкая, химическая, строительных материалов и пищевая промышленности. 3.1.2 Характеристика потребителей В соответствии с заданием на проектирование развития сети районная электрическая сеть будет обеспечивать шесть пунктов потребителей электроэнергии, которые характеризуются следующими данными: — в пункте 1 содержится 50% потребителей – I категории, 30% — II категории, 20% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 79 МВт; — в пункте 2 содержится 70% потребителей – I категории, 20% — II категории, 10% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 33 МВт; — в пункте 3 содержится 40% потребителей – I категории, 30% — II категории, 30% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 20 МВт; — в пункте 4 содержится 20% потребителей – I категории, 20% — II категории, 60% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 7 МВт; — в пункте 5 содержится 10% потребителей – I категории, 40% — II категории, 750% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 11 МВт; — в пункте 6 содержится 25% потребителей – I категории, 25% — II категории, 50% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 25 МВт. Во всех пунктах находятся промышленные предприятия и коммунальные потребители, часть потребителей каждого из пунктов относится к I категории электроснабжения, для которых перерыв в электроснабжении допускается только на время автоматического восстановления питания, значит электроприемники должны питаться по двухцепным линиям. Номинальное напряжение вторичных сетей всех пунктов – 10 кВ. 3.1.3 Характеристика источников питания Источником питания ИП1 является мощная узловая подстанция. Она имеет следующие классы напряжений :220 кВ, 110 кВ и 35 кВ. Рассматриваемая сеть питается от напряжения класса 110 кВ. В качестве источника питания ИП2 выступает мощная узловая подстанция 500/110/10 кВ.
3.2 Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети
3.2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии Потребная мощность сети равна сумме максимальной зимней нагрузки и потерь мощности, которые составляют примерно 5 % от суммарной максималь-ной зимней нагрузки. По заданным графикам нагрузки найдем суммарную зимнюю максимальную активную мощность нагрузки путем графического суммирования нагрузки каждого пункта (см. приложение 5). Наибольшая мощность 139 МВт с 8 до 12 часов. Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней. Аналогично получим суммарный график нагрузки для лета (см. приложение 5). Наименьшая мощность 30,5 МВт с 20 до 4 часов. Принимаем график активной мощности источника питания ИП1 равной значению РИП РИП1 Рассчитаем наибольшую активную мощность балансирующего источника питания ИП2(без учета потерь): РИП2 Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом числа суток: Полученные результаты сведем в таблицу 3.1. Таблица 3.1 годовое потребление электроэнергии № пункта Wзим, МВт Wлет, МВт Wгод, МВт 3.2.2 Составление баланса реактивной мощности потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в линиях, потерь реактивной мощности в трансформаторах, за вычетом зарядной мощности линий. где Найдем потери реактивной мощности в трансформаторах, которые составляют 10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки. Максимальная полная мощность – в период с 8 до 12 часов: Найдем суммарную максимальную зимнюю реактивную мощность нагрузки, путем графического суммирования графиков нагрузки каждого пункта (см. приложение 5). Наибольшая мощность 60,52 Мвар с 8 до 12 часов. Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней. Аналогично получим суммарный график нагрузки для лета (см. приложение 5). Наименьшая мощность 14,03 Мвар с 20 до 4 часов. Тогда получим: Реактивной мощности, вырабатываемой системой, недостаточно для покрытия потребности потребителей, поэтому на всех пунктах необходима установка компенсирующих устройств. Размещение КУ производим по условию равенства cosφ у потребителей. Найдем cosφср. взв
Таблица 3.2 Расчет желаемой реактивной мощности в пунктах № пункта Подберём необходимое число компенсирующих устройств для каждого пункта. Количество батарей должно быть кратным двум, лучше четырём. Новое значение реактивной мощности и cosφ: Расчет сведем в таблицу П5.5 (приложение 5).
3.3 Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети
3.3.1 Составление рациональных вариантов схем сети Составим несколько вариантов схем развития сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушных линий электропередач. Схема должна быть надежной, гибкой, приспособленной к разным режимам распределения мощности, возникающих в результате изменений нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях. Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды. Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов – линий и подстанций. Исходя из этих требований рассмотрим два варианта развития сети (рис. см. в приложении 6). 3.3.2 предварительный выбор напряжения Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двухцепные (N = 2). сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий. Выбор будем производить по формуле Илларионова Г. А.: Произведем выбор напряжения линий для вариантов схем сети. результат представим в виде таблицы П6.1 (приложение 6). таким образом, в данном варианте развития существующие линии сохраняют свой класс напряжения, а вновь сооружаемые имеют 110 кВ. Для второго варианта линии 1-2, ИП1-2, ИП1-3, 1-4, ИП2-1 такие же как и в первом варианте. следовательно рассмотрим линии 1-5 и 5-6. (таблица П6.2, приложение 6). Таким образом, получили, что необходим перевод линии 1-5 с 35 на 110 кВ. новая линия 5-6 имеет 110 кВ. 3.3.3 Выбор сечений проводов критерием для выбора сечений проводов воздушных линий является минимум приведенных затрат. Выбор сечений проводов производится на основе метода экономических токовых интервалов в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, материала и цепности опор. Район по гололеду: I Тип опор: ВЛ–110 кВ – железобетонные (Ж/Б), ВЛ–35 кВ – стальные. Число цепей: N = 2 Находим расчетную токовую нагрузку: выбираем сечение провода по таблице 7.8 [2]: Выбранное сечение провода необходимо проверить по трем условиям: Произведем выбор проводов для всех линий, а так же проверим их по трем условиям. Результаты сведем в таблицу (см. приложение 7). Аналогично для второго варианта (см. табл. П7.2, приложение 7). 3.3.4 Выбор трансформаторов у потребителей Выбор трансформаторов двухтрансформаторных подстанций определяется аварийным режимом трансформатора. Мощность необходимо выбрать такой, чтобы при выходе из строя одного из них, оставшийся трансформатор мог обеспечивать, с допустимой аварийной перегрузкой 40% в течение 5 суток длительностью не более 6 часов в сутки, бесперебойное электроснабжение потребителей. Все подстанции – двухтрансформаторные. Найдем полную максимальную мощность, протекающую через трансформатор: Выбираем трансформатор с РПН (регулированием напряжения под нагрузкой). Сначала на нагрузочную способность проверяем трансформатор с ближайшей меньшей к SТР.РАСЧ. Найдем эквивалентную начальную нагрузку: Найдем эквивалентную нагрузку для периода перегрузки. По таблице 1.36 [3] для данной системы охлаждения при заданной температуре окружающей среды в послеаварийном режиме находим К2доп Тогда проверяем по нагрузочной способности трансформатор со следующей по шкале мощностью. Проверим возможность использования трансформатора ПС1 ТРДН-40000/110, а так же выберем трансформатор ПС6 и ПС5 во 2-м варианте (замена трансформатора 35 кВ на 110 кВ). Расчет представлен в приложении 8.
3.3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта
В предыдущих пунктах для двух вариантов схем было выбрано номинальное напряжение линий, сечения проводников и трансформаторы у потребителей. Для дальнейшего выбора одного варианта из двух, необходимо провести их технико-экономический расчёт. наиболее рациональным будет вариант с минимумом приведенных затрат. Рассмотрим только вновь сооружаемую часть схемы: ВЛ6, ВЛ7, ПС6, а так же учтем изменения в существующей схеме: ПС1(ОРУ ВН и трансформаторы), ВЛ5 и ПС5 (перевод линии и подстанции с 35 кВ на 110 кВ во втором варианте). Выполнив расчеты получили: З1 З2 подробно результаты расчета представлены в приложении 9. Оценим разницу в % : |З1 Разница в затратах двух вариантов составляет более 5%, значит для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант 1.
3.4 Расчёты параметров основных режимов работы сети
3.4.1 Составление схемы замещения и определение её параметров Расчётная схема электросети составляется из схем замещения линий электропередачи, трансформаторов, автотрансформаторов, реакторов, батарей конденсаторов. В подразделе 3.3 выполнено технико-экономическое сравнение выбранных вариантов сети и вариант 1 принят как лучший для дальнейших расчётов. Дальнейший расчёт ведём для варианта 1. N-число цепей линии, Ro (Ом/км) -погонное активное сопротивление линии, Хо (Ом/км) — погонное индуктивное сопротивление линии, Во (См/км 10-4) L(км)-длина линии При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивление необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза. 3.4.2 Расчет и анализ режима наибольших нагрузок Расчеты режимов электрических сетей выполняются для определения: 1)загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потоком мощности; 2)сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов; 3)уровня напряжения в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах; потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь; При анализе ожидаемых в перспективе установившихся режимов следует различать расчетные длительные (регулярные) потоки мощности по сети, которые могут иметь место в нормальных режимах работы энергосистем, и расчетные максимальные (нерегулярные) потоки, определяемые случайными отклонениями от нормальных режимов. На формирование потоков реактивной мощности кроме факторов, определяющих потоки активной мощности, значительное влияние оказывают потери реактивной мощности в сети и зарядная мощность линии. Обычно рассматриваются следующие режимы работы: 1) Режим наибольших нагрузок; 2) Режим наименьших нагрузок; 3) Послеаварийные режимы: а) Отключение одной цепи наиболее загруженной линии в режиме зимнего максимума б) Отключение одного из двух трансформаторов (наиболее мощного) в режиме зимнего максимума.
Расчёт режимов электрической сети произведём с помощью ЭВМ программой RUR (ERURrur.exe). Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе в зимний период. исходные данные для расчета рекомендуется подготовить в следующей последовательности: 1. Составить граф электрической сети (рис.3.12). 2. параметры узлов, параметры ветвей оформить в виде таблиц. Ввод исходных данных производится следующим образом. Создается единая информационная база данных, где под каждый элемент отводится своя унифицированная форма записи. Форма записи для узлов: Номер узла, код узла (признак задания исходных данных) Uo, P; Q. Код= | 3, исходные данные (Р,Q); | 2, введение дополнительного узла, исходные данные (δ,Q) | 1, опорные узлы, исходные данные (U, Р); | 0, балансирующий узел совмещен с базисным, исходные данные(U,δ) Uо[кВ] — либо номинальное напряжение, либо напряжение, которое будет задаваться. Р[МВт], Q[Мвар] — активная и реактивная мощность нагрузки или генерации в узлах. Форма записи для ветвей: Номера начала и конца ветви, R, Х [Ом] — соответственно активное и реактивное сопротивление ветви; G, В [мкСм] — соответственно действительная и мнимая составляющая поперечной проводимости (для ВЛЭП задается на всю длину), Кт и Для линий электропередачи используется II-образная схема замещения, а для трансформаторных ветвей – Г-образная схема замещения. Проводимости G и В тpaнcфopмaтоpа приводятся к напряжению начала ветви, сопротивления R и Х — к напряжению конца ветви. Началом трансформаторной ветви является низшее напряжение Кт=Ui/Uj. Признак воздушной ЛЭП (ВЛЭП) Кт=0. Для ВЛЭП В<0 - емкостной характер, для трансформатора В>0 — индуктивный характер. В расчетной схеме узлы нумеруются в произвольной последовательности, начиная с первого. Базисному узлу присваивается наибольший номер. Результаты расчета и исходные данные для режима наибольших нагрузок приведены в таблицах приложения 10. Анализ режима наибольших нагрузок: Получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10.5кВ. следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. выбранные провода всех линий проходят по допустимым токам. Распределение токов и мощностей по проводам линий представлено в таблице. Таблица 3.3 анализ режима наибольших нагрузок Линия U, кВ Марка провода Iдоп Данные расчета режима на ЭВМ Р, МВт I, А 3.4.3 Расчет и анализ режима наименьших нагрузок Для режима наименьших нагрузок необходимо рассматривать минимальную нагрузку в системе в летний период. Считаем, что в летний период все компенсирующие устройства отключены. Результаты расчета и исходные данные для режима наименьших нагрузок приведены в в приложении 10. анализ режима наименьших нагрузок: Получили в первом, третьем, четвёртом, пятом пунктах напряжение у потребителя больше требуемого ПУЭ U=10кВ, а во втором – меньше требуемого. следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. выбранные провода всех линий проходят по допустимым токам. Распределение токов и мощностей по проводам линий представлено в таблице. Таблица 3.4 анализ режима наименьших нагрузок Линия U, кВ Марка провода Iдоп Данные расчета режима на ЭВМ Р, МВт I, А
3.4.4 Расчет и анализ послеаварийного режима а) Пусть произошло отключение одной цепи на наиболее загруженной линии ВЛ ИП1–2. Т.к. ПС2-ответвительная, то произойдёт отключение и одной цепи на линии ВЛ2–1.При этом оба трансформатора подстанции №1 остаются в работе, следовательно, изменятся только параметры линии ВЛ ИП1-2, ВЛ 2-1. Результаты расчета и исходные данные для послеаварийного режима (ЛЭП) приведены в приложении 10. анализ: при отключении одной цепи наиболее загруженной линии получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10,5кВ.следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. Таблица 3.5 анализ режима аварийного отключения одной цепи наиболее загруженной линии Линия U, кВ Марка провода Iдоп Данные расчета режима на ЭВМ Р, МВт I, А таким образом, при выходе из работы одной цепи, вторая цепь позволяет дальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества электроснабжения (хотя и при падении надёжности). б) Отключение самого мощного трансформатора ТДТН – 63000/110 подстанции №1 в режиме наибольших нагрузок, тогда параметры трансформатора изменятся следующим образом: сопротивления обмоток увеличатся в два раза, а потери холостого хода уменьшатся в два раза: Результаты расчета и исходные данные для послеаварийного режима (трансформатор) приведены в приложении 10. анализ: при отключении одного самого мощного трансформатора ТДТН – 63000/110 подстанции №1 мы получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10,5кВ. следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. Таблица 3.6 анализ режима отключения наиболее мощного трансформатора Линия U, кВ Марка провода Iдоп Данные расчета режима на ЭВМ Р, МВт I, А таким образом, при выходе из работы одного трансформатора, второй позволяет дальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества электроснабжения (хотя и при падении надёжности).
3.5 Регулирование напряжения сети
Для того, чтобы выдержать необходимые напряжения на приёмниках, ПУЭ предписывается регулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме напряжение должно быть не ниже 105% номинального, а в период наименьших – не выше 100% номинального. Для регулирования напряжения применяем трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН). Выберем необходимое число отпаек РПН трансформатора для соответствующего режима. Результаты регулирования представлены в приложении 11. Таблица 3.7 параметры трансформаторов Марка трансфор-матора ТДТН- 63000/110 ТРДН-25000/110 ТМН – 10000/35 Uном Uном Uном ΔUрег Е, % При этом коэффициент трансформации считается по формуле: X-шаг(отпайка) изменения напряжения с помощью РПН, n-количество отпаек. измененный коэффициент трансформации вводится для повторного расчёта режима на ЭВМ. Таблица 3.8 Результаты расчёта установившегося режима после регулирования НБ п1 п2 п3 п4 п5 п6 Вывод: дана краткая характеристика исходных данных районной электрической сети. В ходе работы была определена потребная району мощность, величина которой равна 139 МВт, составлен баланс активной и реактивной мощности. С учётом географического положения пунктов были составлены рациональные варианты схемы развития сети. Для выбранных схем были предварительно определены напряжения для линий по формуле Г.А.Илларионова, далее выбрали (проверили): сечения проводов, трансформаторы у потребителей. затем произвели технико-экономическое сравнение вариантов схем, оценив для каждого капиталовложения и издержки, по результатам которого выбрали наиболее рациональный вариант. Для выбранного варианта схемы была составлена схема замещения, и произведён расчет её параметров. Далее осуществили расчёт и анализ режима наибольших нагрузок, наименьших нагрузок и послеаварийного режима. В этих трех режимах значения напряжений у потребителей оказались отличными от требуемых ПУЭ (для режима наибольших нагрузок и послеаварийных режимов оно составляет 10,5кВ, для режима наименьших нагрузок-10кВ), что было отрегулировано с помощью РПН. 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ 4.1 Линия электропередачи 500 кВ
порядок выполнения расчётов: 1. Определяются капитальные вложения. капитальные вложения подсчитываются по укрупненным показателям или по другим материалам. 2. Определяются ежегодные Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт сети. 3. вычисляются ежегодные издержки на возмещение потерь электроэнергии. 4. Определяется себестоимость передачи 1кВт·ч электроэнергии. В процессе проектирования электропередачи была выявлена необходимость установки дополнительных устройств: Двух СК КСВБ-50/11, 9 групп реакторов 3хРОДЦ-60/500 Учтём эти устройства при расчёте кап. вложений в электропередачу. З = Ен Кå 1) Кл1 2) Кл2 3) КГЭС Корувн Ктр Кпч КГЭС 4) КП/СТ КОРУ ВН КОРУ СН КТР К пч ККУ ККУ КП/СТ Тогда Кå Иå Иå а.о.р. Иå а.о.р.вл Иå а.о.р. ГЭС Иå а.о.р.п/ст Иå а.о.р Ипотери ээ 1) Определим Издержки на потери электроэнергии в линиях: а) в линии 1: ΔWл1 ΔP л1 Wгод Тмах τ л1 ΔW л1 ΔWкор л1 ЗI Ипотери ээ б) в линии 2: ΔWл1 ΔP л1 Wгод Тмах τ л1 ΔW л1 ΔWкор л1 ЗI Ипотери ээ 1838 тыс. руб. Тогда Ипотери ээ 2)Определим Издержки на потери энергии в трансформаторах а) в трансформаторах ГЭС 500/10: Ипотери ээ Ипотери ээ 365,32 тыс. руб. б) в трансформаторах промежуточной подстанции 500/220/10: Ипотери ээ Ипотери ээ Ипотери ээ Ипотери ээ И∑ И∑ И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны: З = Ен З = 0,12· 91062+ 8543,92 = 19471,36 тыс. руб. Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети: С = Иå С = 8543,92 /5,843∙106 4.2 Районная электрическая сеть
Аналогичные расчеты выполняем для районной сети. Расчеты представим в виде таблиц. Таблица 4.1 капиталовложения в линии ВЛ 1-2 ИП1-2 ИП1-3 1-4 1-5 1-6 ИП2-1 Таблица 4.2 Расчет капиталовложений в подстанции № пс Схема ОРУ ВН Схема ОРУ СН КОРУ ВН КОРУ СН Марка трансформатора ТДТН- 63000/110 ТРДН-25000/110 ТМН – 10000/35 ТДН — 16000/110 Кт Кп.ч Кпс КпсΣ Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции: КΣ Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110, двух трансформаторов 35 кВ, двух ячеек выключателей 35 кВ с ОРУ СН пункта 1, линии 35 кВ (при реконструкции сети). КвозврТ110 КвозврТ35 КвозврQ35 КвозврВЛ35 КвозврΣ Тогда КΣ Найдем суммарные Издержки. Иа.о.р.ВЛ Иа.о.р.ПС ИΣа.о.р. Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах Таблица 4.3 Расчет потерь электроэнергии в линиях Линии Рmax Wгод Тмах время потерь ч/год Smax R, Ом Uном Рл Wгод.л Таблица 4.4 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах № пункта Рмах Wгод Тмах время потерь ч/год Рхх Рк Sном.тр ΔWгод т ΔWГОД.ВЛ ΔWГОД.Т ΔWГОД ΔWГОД.ВЛ ΔWГОД.Т ΔWГОД Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп = 0,01 тыс.руб/МВт·ч ИΣпотерь ИΣ Расчёт себестоимости передачи электроэнергии выполним по формуле: Вывод: В данной главе определили технико-экономические показатели электропередачи: для линии СВН и для районной сети. Были приведены полные капиталовложения, полные ежегодные издержки, расчёт себестоимости передачи электроэнергии, которая составила 1,46 руб за МВт·час для линии 500 кВ и 0,844 руб за МВт·час для районной сети. 5. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ТРЕБОВАНИЙ безопасности И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРИ ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЯХ ИЗОЛЯЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ 5.1 назначение и существующие методы профилактических испытаний изоляции действующих воздушных линий электропередачи За состоянием изоляторов ведутся наблюдения при осмотрах линий, при верховых осмотрах линий под напряжением, при верховых ревизиях отключенных линий; производятся периодические замеры распределения потенциала по гирлянде для фарфоровых изоляторов с помощью измерительной штанги с целью выявления «нулевых» и дефектных изоляторов. характер распределения потенциала по гирлянде с хорошими изоляторами может быть представлен в виде графика (рис. 5.1), где по оси абсцисс отложено количество изоляторов в гирлянде, начиная от траверсы и кончая изолятором у провода, а по оси ординат — напряжения, приходящиеся на каждый элемент. Из графиков видно, что распределение потенциала по гирлянде неравномерное: под наибольшим напряжением находится изолятор у провода; к середине гирлянды напряжение, приводящееся на каждый элемент, падает, а к траверсе вновь начи-нает возрастать. существуют таблицы распределения напряжения по изоляторам в гирляндах для линий 35 – 500 кВ и нормы отбраковки. рис. 5.1. График распределение напряжения по гирлянде 110 кВ Производя замер напряжения, приходящегося на каждый элемент испытуемой гирлянды, и сравнивая его с нормами отбраковки, можно судить о качестве изоляторов. При этом бракуются те изоляторы, которые выдерживают менее 50% значения напряжения, указанного в таблице. Для замеров напряжения используют штангу с переменным искровым промежутком. Более простым методом замера изоляторов является отбраковка только «нулевых» изоляторов или близких по своему состоянию к «нулевым» при помощи штанги с постоянным искровым промежутком («жужжащей» штанги). Величина искрового промежутка в этом случае устанавливается по напряжению, равному 2 кВ, а поэтому отбраковываются изоляторы, которые выдерживают напряжение 2 кВ и ниже. наличие искры между электродами разрядника в этом случае свидетельствует о годности изолятора. Если же искры и треска нет, следовательно, изолятор бракуется и подлежит замене. Таким образом, применяя головку штанги с постоянным искровым промежутком, мы не выявим те неполноценные изоляторы, которые выдерживают менее 50% положенного для этого элемента напряжения, поскольку напряжение на нем выше 2 кВ и «жужжащая» штанга этот неполноценный изолятор не выявит. Преимуществами штанги с постоянным искровым промежутком являются ее простота и более высокая производительность труда при контроле изоляторов. Для контроля изоляторов в натяжных гирляндах анкерных опор линий 500 кВ разработана и применяется ползунковая штанга. В тех случаях, когда по условиям техники безопасности нельзя произвести контроль изоляторов штангами, могут применяться схемы для контроля изоляторов повышенным напряжением 50 кВ от постороннего источника питания на отключенных и заземленных линиях. Эти схемы ввиду сложности и громоздкости не нашли широкого распространения. чаще в этих случаях применяют мегаомметр на 2,5 кВ, которым измеряют сопротивления изоляции при сухой поверхности изолятора на отключенной и заземленной линии. Изоляторы, имеющие сопротивление менее 300 МОм, подлежат замене. Контроль линейной изоляции штангами производится в первый год эксплуатации и в дальнейшем не реже 1 раза в 6 лет. В отдельных случаях из-за плохого качества изготовления изоляторов указанные сроки приходится сокращать в зависимости от результатов предыдущих измерений. 5.2 Испытание изоляции мегаомметром
1) Измерения мегаомметром в процессе эксплуатации разрешается выполнять обученным работникам из числа электротехнического персонала. В электроустановках напряжением выше 1000 В измерения производятся по наряду, в электроустановках напряжением до 1000 В — по распоряжению. В тех случаях, когда измерения мегаомметром входят в содержание работ, оговаривать эти измерения в наряде или распоряжении не требуется. измерять сопротивление изоляции мегаомметром может работник, имеющий группу III. 2) Измерение сопротивления изоляции мегаомметром должно осуществляться на отключенных токоведущих частях, с которых снят заряд путем предварительного их заземления. Заземление с токоведущих частей следует снимать только после подключения мегаомметра. 3) При измерении мегаомметром сопротивления изоляции токоведущих частей соединительные провода следует присоединять к ним с помощью изолирующих держателей (штанг). В электроустановках напряжением выше 1000 В, кроме того, следует пользоваться диэлектрическими перчатками. 4) При работе с мегаомметром прикасаться к токоведущим частям, к которым он присоединен, не разрешается. после окончания работы следует снять с токоведущих частей остаточный заряд путем их кратковременного заземления. 5.3 Требования к конструкции штанг по условиям техники безопасности 1) Штанги изолирующие предназначены для оперативной работы (операции с разъединителями, смена предохранителей, установка деталей разрядников и т.п.), измерений (проверка изоляции на линиях электропередачи и подстанциях), а также для наложения переносных заземлений. 2) Общие технические требования к штангам изолирующим оперативным и штангам переносных заземлений приведены в ГОСТ 20494. 3) Штанги должны состоять из трех основных частей: рабочей, изолирующей и рукоятки. 4) Штанги могут быть составными из нескольких звеньев. Для соединения звеньев между собой могут применяться детали, изготовленные из металла или изоляционного материала. Допускается применение телескопической конструкции, при этом должна быть обеспечена надежная фиксация звеньев в местах их соединений. 5) рукоятка штанги может представлять с изолирующей частью одно целое или быть отдельным звеном. 6) Конструкция и масса штанг должны обеспечивать возможность работы с ними одного человека. При этом наибольшее усилие на одну руку (поддерживающую у ограничительного кольца) не должно превышать 80 Н для измерительных штанг и 160 Н — для всех остальных. 7) Основные размеры штанг должны быть не менее указанных в табл. 5.1. Таблица 5.1 Минимальные размеры штанг Номинальное напряжение электроустановки, кВ Изолирующей части До 1 свыше 1 до 15 включительго Свыше 15 до 35 включительго свыше 35 до 110 включительго 150 220 330 свыше 330 до 500 включительго 5.4 Меры безопасности при работах штангами на неотключенных ВЛ
1) работы с измерительными штангами на линиях и подстанциях, находящихся под напряжением, при тумане, дожде, мокром снегопаде и т. п., когда изолирующая часть штанги будет увлажняться, запрещаются. 2) работы должны вестись бригадами не менее чем из 2 чел., один из которых должен иметь квалификацию по технике безопасности не ниже группы IV, а остальные – не ниже группы III. Во время работы один из состава бригады должен находиться на земле. Производить измерения разрешается любому из них. Измерения производятся с опор или специальных приспособлений. 3) Подниматься на опору следует без штанги. Подъем штанги на опору должен производиться при помощи каната; при этом штанга должна быть в вертикальном положении, рабочей частью вверх; при подъеме не допускать раскачивания и ударов ее об опору. Подъем штанги на невысокие опоры или конструкции разрешается путем передачи штанги из рук в руки после укрепления работающих предохранительным поясом. 4) При производстве измерений запрещается касаться штанги выше ограничительного кольца. 5) При работах, со штангой изолирующая часть ее должна располагаться так, чтобы была исключена возможность ее перекрытия на соседние токоведущие части или заземленные части конструкции. 6) При работах на опорах необходимо следить за тем, чтобы лаковый покров штанги не повреждался. На металлических опорах линий 35 – 500 кВ работы со штангой допускается производить с верхней части опоры или траверсы. 7) На двухцепных линиях 35 кВ работы с изолирующими штангами, когда под напряжением находятся обе цепи, разрешается производить при расстоянии между цепями не менее 3 м. При расстоянии между ними менее 3 м Производство работ с опор разрешается лишь на нижних фазах, а на всех фазах – лишь при отключенной второй цепи. При работах на анкерных и угловых опорах линий 35 кВ запрещается просовывать штангу между петлей и гирляндами. При работах на верхней фазе одностоечных опор положение работающего должно быть таким, чтобы голова его находилась ниже уровня нижнего провода на 0,6 м. 8) работать со штангой на опорах, выполненных из столбов, пропитанных антисептиками, нужно с особой осторожностью, не допуская прикосновения штанги к пропитанным деталям опор. Пропиточная масса с поверхности штанги должна удаляться путем протирки сухой чистой мягкой тряпкой, слегка смоченной в чистом бензине; при этом лаковый покров штанги не должен нарушаться. Работать штангой, получившей продольное повреждение лакового покрова изолирующей части более 20%, запрещается. 9) При каких-либо нарушениях, замеченных в работе штанги, работы немедленно прекращаются и штанга подвергается внеочередному испытанию. 5.5 периодические испытания штанг
1) В процессе эксплуатации механические испытания штанг не проводят. 2) Эксплуатационные электрические испытания проводятся повышенным напряжением изолирующих частей оперативных и измерительных штанг. При этом напряжение прикладывается между рабочей частью и временным электродом, наложенным у ограничительного кольца со стороны изолирующей части. Испытаниям подвергаются также головки измерительных штанг для контроля изоляторов в электроустановках напряжением 35 — 500 кВ. 3) Все испытания должны проводиться специально обученными лицами. 4) каждая штанга перед электрическим испытанием должна быть тщательно осмотрена с целью проверки наличия маркировки изготовителя, номера, комплектности, отсутствия механических повреждений, состояния изоляционных поверхностей. При несоответствии средства защиты требованиям испытания не проводят до устранения выявленных недостатков. 5) Электрические испытания следует проводить переменным токам промышленной частоты, как правило, при температуре (25+10)º С. Скорость подъема напряжения до 1/3 испытательного может быть произвольной (напряжение, равное указанному может быть приложено толчком), дальнейшее повышение напряжения должно быть плавным и быстрым, но позволяющим при напряжении более 3/4 испытательного считывать показания измерительного прибора. После достижения нормированного значения и выдержки при этом значении в течение нормированного времени напряжение должно быть плавно и быстро снижено до нуля или до значения не выше 1/3 испытательного напряжения, после чего напряжение отключается (ГОСТ 1516.2). 6) Испытательное напряжение прикладывается к изолирующей части. При отсутствии соответствующего источника напряжения для испытания целиком изолирующих штанг, изолирующих частей указателей напряжения и указателей напряжения для проверки совпадения фаз допускается испытание их по частям. При этом изолирующая часть делится на участки, к которым прикладывается часть нормированного полного испытательного напряжения, пропорциональная длине участка и увеличенная на 20%. 7) Изолирующие штанги, предназначенные для электроустановок напряжением от 1 до 35 кВ включительно, испытываются напряжением, равным 3-кратному линейному, но не ниже 40 кВ, а предназначенные для электроустановок напряжением 110 кВ и выше — равным 3-кратному фазному. 8) длительность приложения полного испытательного напряжения составляет 1 мин. для изоляции из гибких полимерных материалов и 5 мин. для изоляции из других диэлектриков. 9) Нормы и периодичность эксплуатационных испытаний штанг приведены в табл. 5.2. Таблица 5.2 Нормы и периодичность эксплуатационных испытаний Средство защиты продолжительность Испытания, мин Периодичность испытаний Штанги изолирующие До 1 До 35 110 и выше 2 3-х кратное линейное 3-х кратное фазное 5 5 5 1 раз в 24 мес. Измерительные штанги До 35 110 и выше 3-х кратное линейное 3-х кратное фазное 5 5 1 раз в 12 мес. Головки измерительных штанг 6. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОВОДОВ И ТРОСОВ В Согласно [4] расчет проводов и тросов воздушных линий производится по методу допускаемых механических напряжений при воздействии нормативных нагрузок. Различные состояния линии электропередачи называются режимами работы линии. Нормальным режимом работы строительных конструкций ВЛ называется состояние ВЛ при необорванных проводах и тросах. Аварийным режимом называется состояние ВЛ при оборванных одном или нескольких проводах или тросах. Монтажным режимом ВЛ называется состояние ВЛ в условиях монтажа опор, проводов, тросов. Сочетания механических нагрузок в разных режимах работы ВЛ: нормальный режим — основные сочетания; монтажный режим — дополнительные сочетания; аварийный режим — особые сочетания. Предварительно, из справочников [2, 5],выписываются основные физико-механические и конструктивные данные заданной марки провода. В результате механического расчета проводов и тросов определяются механические нагрузки, действующие на провода и тросы, внутренние напряжения, возникающие в них при самых неблагоприятных сочетаниях климатических условий, а также находятся длина пролета Lгаб Расчет всех этих величин выполняется на ЭВМ. Программа механического расчета проводов и тросов разработана на кафедре «Электрические системы». Рассматриваемая линия проходит по Западной Сибири, пользуясь картами районирования россии по скоростным напорам ветра и толщине стенки гололеда определяем, что данная местность имеет I район по гололеду и II по ветровой нагрузке. Максимальная температура воздуха +43°С, минимальная -37°С, , температура гололеда -5°С, эксплуатационная +3°С. С учётом уровня напряжения проектируемой линии находим нормативную толщину стенки гололеда с = 10 мм. В качестве опор выбираем промежуточную ПБ – 1 – 3 и анкерную У2. Расчет провода 3*АС-300/66. исходные данные: Фактическое сечение провода – 353,8 мм2
диаметр провода – 24,5 мм Масса провода – 1313 кг/км Температурный коэффициент линейного удлинения – 18,3×10-6 Модуль упругости – 8,9×103 скоростной напор – 71,5 даН/(м2 Толщина стенки гололеда – 10 мм Допускаемые напряжения при макс нагрузке – 14,9 даН/(м2 Допускаемые напряжения при среднегодовой температуре – 9,9 даН/(м2 исходные данные вводятся в файл id.dat. Далее запускаем файл Airline.exe, результаты расчета находятся в файле rez.dat, а также в файле line_7.mcd находятся графики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП. Результаты расчета провода (rez.dat) находится в приложении 12. Графики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП: Рис. 6.1 Графики изменения напряжения провода от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП Рис. 6.2 Графики изменения стрел провеса провода от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП Расчет троса С-70. исходные данные: Фактическое сечение провода – 76,4 мм2
диаметр провода – 11,2 мм Масса провода – 617 кг/км Температурный коэффициент линейного удлинения – 12×10-6 Модуль упругости – 20×103 скоростной напор – 75,3 даН/(м2 Толщина стенки гололеда – 10 мм Допускаемые напряжения при макс нагрузке – 31 даН/(м2 Допускаемые напряжения при среднегодовой температуре – 21,6 даН/(м2 Результаты расчета троса (rez.dat)находится в приложении 12 Графики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП: Рис. 6.3 Графики изменения напряжения троса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП рис. 6.4 Графики изменения стрел провеса троса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП Выводы: в данной главе по справочной литературе подготовили исходные данные для программы механического расчета проводов и тросов, затем произвели расчет провода АС-300/66 и провода С-70. В результате расчета получили удельные нагрузки, критические температуры и критические пролеты, а также построены графики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Сопоставляя три заданные величины : наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р0 список ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Методические указания по расчету климатических нагрузок на ВЛ и построению региональных карт с повторяемостью 1 раз в 25 лет. Утверждены Минэнерго СССР 30/XI 1990 г. 2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро.-М.: Энергоатомиздат 1985 г.-350с. 3. Неклепаев В.Н., Крючков И.П. электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования -М.: Энергоатомиздат,1989 г.-605с. 4. Правила устройства электроустановок. Седьмое издание. – М.: ЭАО “Энергосервис”, 2003. – 421с. 5. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения/ под ред. И. А. Баумштейна, С. А. Бажанова. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 648 с.: ил. 6. Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Н. Н. Кувшинский электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования -М.: «Энергия», 1978 г.-455с. 7. О повышении надежности ВЛ при воздействии атмосферных нагрузок. / Никифоров Е. П. // электрические станции. 2004, №2. -С.38-42. 8. Повышение эффективности удаления гололедообразований с проводов ВЛ. / Никифоров Е. П. // электрические станции. 2004, №4. -С.40-48. 9. Андриевский В. Н. и др. Эксплуатация воздушных линий электропередачи. Изд. 3-е перераб. и доп. М., «Энергия», 1986. – 616 с. 10. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. – 216 с. 11. Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках. Изд. 10-е. . – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. – 95 с.
приложение 1
Таблица П 1.1. Время нагрева провода, сек ток, А 2м/с 249 313 316 325 330 370 400 500 Таблица П1.2. температура провода Ток, А 2м/с 249 313 316 325 330 370 400 500 Таблица П1.3. затраты мощности, времени и расход электроэнергии на удаление гололеда на проводе АС 120/19 при V= 5 м/с, t, = -5°С способ Предупредительый нагрев провода ВЛ Удаление гололеда цилиндрической формы с толщиной стенки Ь = 1 см 665 561 523 503 100 71 62 57 2,2 мин + 15 мин 5,4 мин + 30 мин 9,75 мин + 45 мин 16,5 мин + 60 мин 28,6 41,9 56,57 72,7 Удаление одностороннего гололеда 5000 6000 7000 8000 5675 8172 11123 14528 0,3 с + 2,39 с 0,21 с +1,65 с 0,15 с +1,24 с 0,12 с + 0,93 с 4,24 4,22 4,29 4,24 приложение 2 Рис. П2.1. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи 4хСВФ – 730/230 — 24 (2х3+1)АОДЦТН- 167000/500/220 Система ВЛ 500 кВ 3хАС – 300/66 ВЛ 500 кВ 3хАС – 300/66 500 кВ 4хТДЦ – 400000/500 220 кВ 500 кВ 2хАТДЦТН- 500000/500/220 Рис.П2.2. Схема электрических соединений для второго варианта электропередачи
приложение 3
Расчет приведенных затрат: Схема 1 З = Ен Кå Квл Иå Иå а.о.р.вл Определим Издержки на потери электроэнергии в линии: ΔWл1 ΔP л1 τ л1 Wгод Тмах τ л1 ΔW л1 ΔWкор л1 ЗI Ипотери ээ = 2∙10-2 Тогда И∑ У = ω∙Тв ω = 0,2∙10-2 εн Тв Уов У = 0,76∙1,7∙10-3 И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны: З = Ен З1 Схема 2 З = Ен Кå Квл Иå Иå а.о.р.вл Определим Издержки на потери электроэнергии в линии: ΔWл1 ΔP л1 Тмах ΔW л1 ΔWкор л1 ЗI Ипотери ээ = 2∙10-2 Тогда И∑ И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны: З2
приложение 4
Таблица П4.1 U2 δ1 17,61 Q′л1 Qл1 Uг cosφг 0,995 ΔPл1 ΔQл1 P′′л1 Q′′л1 P2 Qат Pсис Q′ат U′2 Uсн Q′нн Qнн Uнн З, тыс. руб. Зависимость затрат от величины напряжения на промежуточной подстанции в режиме НБ Таблица П4.2 U2 δ1 10,5 Q′л1 Qл1 Uг cosφг 0,97 ΔPл1 ΔQл1 P′′л1 Q′′л1 P2 Qат Pсис Q′ат U′2 Uсн Q′нн Qнн Uнн З, тыс. руб. Зависимость затрат от величины напряжения на промежуточной подстанции в режиме НМ
приложение 5 Таблица П5.1 Суммарный график нагрузки пунктов для зимы t, час Р1 Р2 Р3 Р4 Р5 Р6 Рсум Таблица П5.2 Суммарный график нагрузки пунков для лета t, час Р1 Р2 Р3 Р4 Р5 Р6 Рсум Рис. П5.2. Суммарный график нагрузок пунктов 1-6 для лета Таблица П5.3 Суммарный график реактивной мощности пунктов для зимы t, час Q1 Q2 Q3 Q4 Q5 Q6 Qсум Рис. П5.3. Суммарный график реактивной мощности пунктов 1-6 для зимы Таблица П5.4 Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для лета t, час Qсум Рис. П5.4. Суммарный график реактивной мощности пунктов 1-6 для лета Таблица П5.5 Выбор компенсирующих устройств № пункта Тип КУ 12×УК-10-1350 6×УК-900 6×УК-10-650 8×УК-10-1350 4×УК-10-900 2×УК-10-125 4×УК-10-450 2×УК-10-1350 6×УК-10-675 Qку, МВАр Q, МВАр Q`, МВАр сos(φ`)
приложение 6
Рис. П6.1. Вариант 1 L=304,1 Рис. П6.2. Вариант 2 L=275 км Таблица П6.1. предварительный выбор напряжения для варианта 1 ВЛ 1-2 16 P4 2,8 P5 4,4 PΣ 23,2 ИП1-2 16 P2 13,2 P4 2,8 P5 4,4 PΣ 36,4 ИП1-3 4 1-4 2,8 1-5 4,4 1-6 5 ИП2-1 15,6 P6 5 PΣ 20,6 Таблица П6.2. предварительный выбор напряжения для варианта 2 ВЛ 5-6 5 1-5 4,4 P6 5 PΣ 9,4
приложение 7
Таблица П7.1. Выбор сечений проводов для варианта 1 ВЛ S, МВА Uном Iрасч Марка Iпред Проверка по нагреву Iдоп Iраб.мах Проходит Проверка по короне(Fmin F,мм Проходит Проверка по допустимым потерям напряжения Хо Rо Длина, км Х, Ом R, Ом Р, МВт Q, МВАр Uвл, кВ потери, % Проходит
приложение 8
Составим график нагрузки каждого трансформатора, для этого просуммируем все мощности, протекающие через трансформатор. Вариант 1. Рис. П8.1. Вариант сети 1 ПС1: складываем нагрузки пунктов 1, 4, 5. Рис. П8.2. График нагрузки пункта 1 Рис. П8.3 График нагрузки пункта 6 Вариант 2. Рис. П8.4. Вариант сети 2 ПС1: складываем нагрузки пунктов 1 и 4. Рис. П8.5. График нагрузки пункта 1 ПС5: нагрузка пункта5. Рис. П8.6. График нагрузки пункта 5 Выбор трансформаторов сведем в таблицу. Таблица П8.1 Выбор трансформаторов для варианта 1 Пункт Sрасч SЭ1 К1 SЭ2 К2 К2ДОП 1 6 Таблица П8.2 Выбор трансформаторов для варианта 2 Пункт Sрасч SЭ1 К1 SЭ2 К2 К2ДОП 1 5
приложение 9
Вариант 1 Результаты расчета капиталовложений в линии варианта №1 сведем в таблицу. Таблица П9.1 капиталовложения в линии для варианта 1 ВЛ 1-6 ИП2-1 Найдём капиталовложения в ПС. Для этого необходимо выбрать типовые схемы ПС Для выбора типовых схем необходимо знать номинальное напряжение, номинальную мощность трансформатора. В пункте 1 осуществляем перевод ОРУ ВН со схемы 110-4Н на 110-12 и замену двух трансформаторов; в пункте 6 в качестве ОРУ ВН применяем схему 110-4. Оценка капитальных вложений в подстанцию производится суммированием следующих стоимостных составляющих: 1. Распределительные устройства всех напряжений. Учитывает стоимость выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей, трансфор-маторов тока и напряжения, разрядников, аппаратуры управления, сигнализации, релейной защиты и автоматики, контрольных кабелей, ошиновки, строительных конструкций и фундаментов, а также соответствующих строительно-монтажных работ. 2. Трансформаторы. Расчётная стоимость включает кроме стоимости трансформатора затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели, релейную защиту, строительные конструкции и строительно-монтажные работы. 3. Компенсирующие устройства и реакторы. 4. постоянная часть затрат. Учитывает полную расчётную стоимость подготовки и благоустройства территории, общеподстанционного пункта управления, устройств расхода на собственные нужды, аккумуляторной батареи, компрессорной, подъездных и внутриплощадных дорог, средств связи и телемеханики, маслохозяйства, водопровода, канализации, наружного освещения и прочих общестанционных элементов. Стоимость компенсирующих устройств не учитываем. КОРУ КОРУНН КОРУСН КОРУВН КТ КП.Ч. При оценке стоимости реконструкции или расширения подстанции необходимо сделать следующие коррективы: 1. Стоимость реконструкции (расширения) открытого распределительного устройства (ОРУ) с выключателями принимается по стоимости дополнительных ячеек (по табл. 9.15 [2]). 2. Стоимость реконструкции ОРУ без выключателей принимается равной разности между стоимостями ОРУ после и до реконструкции. 3. При переходе от схемы без выключателей к схеме с выключателями, а также при сооружении дополнительного ОРУ его стоимость учитывается как на вновь сооружаемой подстанции. 4. Стоимость дополнительной установки или замены трансформатора принимается по полной расчетной стоимости устанавливаемого трансформатора. В случае если при замене новый трансформатор устанавливается на существующий фундамент, из расчетной стоимости необходимо вычесть затраты на строительные работы в размере примерно 10% от стоимости трансформатора. 5. постоянная часть затрат принимается в соответствии с затратами на схему подстанции после реконструкции в следующих размерах (проценты сумм, приведенных в табл. 9.35[2]). Расчет капиталовложений в подстанции сведем в таблицу. Таблица П9.2 Расчет капиталовложений в подстанции для варианта 1 № пс Схема ОРУ ВН КОРУ ВН Марка трансформатора Кт Кп.ч Кпс КпсΣ Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции: КΣ Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110. Квозвр Ко ар t – продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа Квозвр Тогда КΣ Найдем суммарные Издержки. Иа.о.р.ВЛ Иа.о.р.ПС ИΣа.о.р. Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах. Таблица П9.3 Расчет потерь электроэнергии в линиях для варианта 1 Линии Рmax Wгод Тмах время потерь ч/год Smax R, Ом Uном Рл Wгод.л Таблица П9.4 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах для варианта 1 № пункта Рмах Wгод Тмах время потерь ч/год Рхх Рк Sном.тр ΔWгод т ΔWГОД.ВЛ ΔWГОД.Т ΔWГОД ΔWГОД.ВЛ ΔWГОД.Т ΔWГОД Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп = 0,01 тыс.руб/МВт·ч ИΣпотерь ИΣ З1 Аналогично произведем расчет для второго варианта. Таблица П9.5 Капиталовложения в линии для варианта 2 ВЛ 1-5 1-6 ИП2-1 В пункте 1 осуществляем перевод ОРУ ВН со схемы 110-4Н на 110-12 и замену двух трансформаторов; в пункте 6 в качестве ОРУ ВН применяем схему 110-4; в пункте 5 осуществляем перевод с 35 кВ на 110 кВ по упрощенной схеме с демонтажем ОРУ. Таблица П9.6 Расчет капиталовложений в подстанции для варианта 2 № пс Схема ОРУ ВН КОРУ ВН Марка трансформатора Кт Кп.ч Кпс КпсΣ Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции: КΣ Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110, двух трансформаторов 35 кВ, двух ячеек выключателей 35 кВ с ОРУ СН пункта 1, линии 35 кВ. КвозврТ110 КвозврТ35 КвозврQ35 КвозврВЛ35 КвозврΣ Тогда КΣ Найдем суммарные Издержки. Иа.о.р.ВЛ Иа.о.р.ПС ИΣа.о.р. Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах Таблица П9.7 Расчет потерь электроэнергии в линиях для варианта 2 Линии Рmax Wгод Тмах время потерь ч/год Smax R, Ом Uном Рл Wгод.л Таблица П9.8 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах для варианта 2 № пункта Рмах Wгод Тмах время потерь ч/год Рхх Рк Sном.тр ΔWгод т ΔWГОД.ВЛ ΔWГОД.Т ΔWГОД ΔWГОД.ВЛ ΔWГОД.Т ΔWГОД Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп или 0,01 тыс.руб/МВт·ч ИΣпотерь ИΣ З2
приложение 10
Таблица П10.1 Параметры узлов в режиме наибольших нагрузок Узел № кВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Таблица П10.2 параметры ветвей в режиме наибольших нагрузок Ветвь Таблица П10.3 Результаты расчета режима наибольших нагрузок Ветвь/узел № узла № узла задано 1 1 2 2 3 3 4 4 5 5 6 6 7 7 7 8 8 8 9 9 9 10 10 10 10 11 11 11 11 12 12 12 13 13 13 13 13 14 14 14 15 15 15 16 16 Таблица П10.4 параметры узлов в режиме наименьших нагрузок Узел № кВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Таблица П10.5 параметры ветвей в режиме наименьших нагрузок Ветвь
) = 1 – 1/ТН
(1.2)
— нормативная толщина стенки гололеда для высоты 10 м над поверхностью земли по ПУЭ; ТН
-средний нормированный в гл. 2.5 ПУЭ период превышения bЭ
лет; 1/ТН
— частота превышения bЭ
в 1 год. В гл. 2.5 ПУЭ 7-го издания нормировано ТН
1 раз в 25 лет, которому соответствует ежегодная надежность F(bЭ25
) =0,96
по графику в координатах lnbn
, lnln[F(bn
)], соответствующих второму предельному закону распределения экстремальных в год значений bn
, для нормированного значения F(bЭ
) определяется нормированное значение bЭ
.
= f(H), где Н — отметка высоты места расположения площадки метеостанции. По значениям bЭ25
на метеостанции в пределах, регламентированных гл. 2.5 ПУЭ, определяется диапазон значений Нн1
и Нн2
, по которым на карте проводят границы территорий, на которых надо при проектировании ВЛ принимать в расчетах на прочность данное нормативное значение bЭ
в миллиметрах.
имеет ежегодную надежность F(bЭ
) = 0,96 и на этой территории лет.
по [1] практически относится только к площадкам метеостанций, на каждой из которых значения bЭ
были (и будут) обусловлены независимыми случайными атмосферными процессами, имевшими место в разные годы на этой территории.
для нескольких метеостанций выделить территорию между этими метеостанциями и на периферии, где бы нормативное следовательно, методика [1] в этой части не отвечает своему основному назначению: определять территорию, на которой нормативные атмосферные нагрузки превышаются в среднем не чаще 1 раза в 25 лет.
R0
(1+ρtп
)τ = (Сра
Ра
+ Срст
Рст
)(tп
– tв
) + εC0
T4
Sτ + 1,1
(tп
– tв
)τ (1.3)
– сопротивление провода при t = 0°С; коэффициент 0,95 учитывает, что фактические значения сопротивлений проволок в проводе имеют разброс в сторону меньших значений; р = 0,004031/°С — температурный коэффициент сопротивления алюминиевых проволок; tв
— температура провода при отсутствии электрического тока, принимаемая равной температуре воздуха; tп
— минимальная температура провода, необходимая для предотвращения гололедообразования; τ — время нагрева провода; (Сра
Ра
+ Срст
Рст
)(tп
– tв
) — энергия, затраченная на нагрев провода до tп
; εC0
T4
S — мощность излучения с поверхности провода, причем Т измеряется в Кельвинах (1 К = 273°С ± t); 1,1(tп
– tв
) — потери мощности при вынужденной конвекции.
при температуре воздуха tв.
= +2°С, tв
= — 5°С, V=2м/с, V=5м/с, V=10м/c приведены в приложении 1(табл. П1.1.).
в установившемся режиме для сухого голого провода АС 120/19 при tв
= -5°С. Результаты в приложении 1(табл. П1.2).
, приведенных в табл. 1.2 для провода АС 120/19, следует, что наиболее устойчиво можно осуществить предотвращение гололедообразования при расчетном ветре 2 м/с. В случае увеличения скорости ветра до 10 м/с по трассе ВЛ остановить процесс гололедообразования можно при нагреве провода током >400А. Мощность, необходимая для нагрева провода АС 120/19 до tn
= +2°C электрическим током 400 А, минимальна и составляет 34,8 кВт/км, а при 500 А — около 55 кВт/км.
до t0
= 0°С, при которой начинает плавиться лед. На второй стадии, когда провод нагрет до t0
= 0°C, сверху на границе провод — гололед цилиндрической формы начинает плавиться лед и продолжается нагрев гололеда до установившегося значения t1
.
R0
τ = Срл
Gн
(t0
– t1
)/2 + Срл
Jпл
(t0
– tв
) + Jпл
+
T4
Sτ + 1,1
(t1
– tв
) (1.4)
– плотность гололеда; Jпл
– вес 1 м расплавляемого гололеда; Спл
– скрытая теплота плавления гололеда; Срл
– удельная теплоемкость гололеда.
= 0°C и время, необходимое для плавления тонкого слоя льда толщиной 1-1,5 мм. После плавления тонкого слоя льда односторонний гололед упадет под действием собственного веса. поскольку плавка гололеда не начнется до того, как провод нагреется до 0°С, то надо отдельно рассматривать:
на наружной поверхности гололеда изменится так мало, что можно пренебречь при расчетах потерями энергии на конвекцию с поверхности гололеда. В результате приближенное уравнение баланса энергии при нагреве провода с односторонним гололедом имеет следующий вид:
R0
τ = (Сра
Ра
+ Срст
Рст
)(tп
– tв
) + 0,5·1,1(tп
– tв
)τ (1.5)(tп
– tв
)τ – затраты энергии на конвекцию с поверхности голого провода.
R0
τ = Срл
J’пл
(– tв
) +Спл
J’пл
+ 0,5·1,1( – tв
/2)τ (1.6)
– вес слоя гололеда толщиной 1 – 1,5 мм на длине 1 м.
= 0°С, когда происходит плавление гололедной пленки с последующим опаданием гололедного отложения.
=1020 МВт;
=520 МВт;
=320 МВт
Iрасч
= Pmax. л.
/(N∙√3∙Uном
∙cosφ)Iрасч
= 1020.
/(2∙√3∙500∙0,98) = 613 А
= Iрасч
/(n∙jрасч
)
= 613/(3∙1) = 205 мм2
= 3∙680 = 2040 АIрасч
= Pmax. л.
/(N∙√3∙Uном
∙cosφ) = (P0
– Рпс
).
/(N∙√3∙Uном
∙cosφ)Iрасч
= 500.
/(1∙√3∙500∙0,98) = 589 А
= Iрасч
/(n∙jрасч
)
= 589 /(3∙1) = 196 мм2
= 3∙680 = 2040 АIрасч
= Pmax. л.
/(N∙√3∙Uном
∙cosφ) = (P0
– Рпс
).
/(N∙√3∙Uном
∙cosφ)Iрасч
= 500.
/(2∙√3∙500∙0,98) = 295 А
= Iрасч
/(n∙jрасч
)
= 295 /(3∙1) = 98,2 мм2
= 3∙680 = 2040 А
= 1,01∙1020 = 1032МВт. выбираем 4 гидрогенератора
= 306 МВА, Рном. г
= 260 МВт, U ном
= 15,75 кВ, cosφ =0,85, Хd
= 1,31,
= 0,44 , Х”d
= 0,3.
= 400 МВА, Uвн ном
= 525 кВ, Uнн ном
= 15,75 кВ,
= 0,8 МВт, ΔРх
= 0,35 МВт, Rт
= 1,4 Ом, Хт
= 89,5 Ом.
/135 = 520/135 = 3,82, следовательно принимаем n = 4.
= 260/(1,73∙15,75∙ 0,85) = 11,2 кА
= 20 кВ, I ном
= 20 кА, I откл
= 160 кА
= 1020/(1,73∙500∙ 0,85) = 1,33 кА
= 500 кВ, I ном
= 2000 А, I откл
= 31,5 кА
= 520/(1,73∙220∙ 0,98) = 1,4 кА
= 220 кВ, I ном
= 2000 А, I откл
= 31,5 кА.
+И∑
+У,
= 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений.
— капиталовложения, И∑
— издержки,У – ущерб от недоотпуска электроэнергии
= Кл
+ Кп/ст
.
= Ко
· ℓ, где Ко- удельная стоимость сооружения линий; ℓ – длина линии, км
= Кору
+ Ктр
+ Кку
+ Кпч
= 0
= Корувн
+ Корусн
— капиталовложение трансформаторов
– постоянная часть затрат
= И∑а.о.р.
+ И∑потери э
— Издержки амортизацию, обслуживание и ремонт
— Издержки от потерь электроэнергии
= Иа.о.р.л
+ И а.о р п/ст
=Ипотери ээВЛ
+ Ипотери тр
= ал
· кл
– ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.
= а п/ст
· К п/ст
· Кå
+ Иå
+ У
= 0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.
= 0,12·37470 + 1642,5 = 6139 тыс. руб.
= 1 — ℓ2
·x0
·b0
/3 = 1 – 5102
·0,31·3,97·10-6
/3 = 0,893
= КR
∙ℓ∙r0
= 0,893∙510∙0,034 = 15,49 Ом
= 1 — ℓ2
·x0
·b0
/6 = 1 – 5102
·0,31·3,97·10-6
/6 = 0,947
= КХ
∙ℓ∙x0
=0,947∙510∙0,31 = 149,665 Ом
= 
= КВ
∙ℓ∙b0
=1,043∙510∙3,97∙10–6
= 2,111∙10–3
См
= 1 — ℓ2
·x0
·b0
/3 = 1 – 3802
·0,31·3,97·10-6
/3 = 0,941
= КR
∙ℓ∙r0
= 0,941∙380∙0,034 = 12,155 Ом
= 1 — ℓ2
·x0
·b0
/6 = 1 – 3802
·0,31·3,97·10-6
/6 = 0,97
= КХ
∙ℓ∙x0
=0,97∙380∙0,31 = 114,31 Ом
= 
= КВ
∙ℓ∙b0
=1,023∙510∙3,97∙10–6
= 1,543∙10–3
См
= 15,49/2 = 7,745 Ом; Х1
= 149,665/2 = 74,83 Ом;
= 2·2,111·10-3 См
ΔРК1
= 8·510·2/1000 = 8,16 МВт
= 12,155 Ом; Х2
= 114,31 Ом;
= 1,153·10-3 См
ΔРК2
= 8·380/1000 = 3,04 МВт
= 89,5/4 = 22,375 Ом
= 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2
= 113,5/2 = 56,75 Ом
= 
Ом
= 2·5002
/279,438 = 1,789·103
>Р0
= 1020 МВт передаваемая мощность меньше натуральной.
для выбора минимума затрат на установку КУ. В данном режиме U1
= 500 кВ. Перепад напряжения должен быть таким, чтобы напряжение в линии не превышало допустимого (525 кВ). Зададимся напряжением U2
= 500 кВ и выполним расчеты, а для 505, 510, 515, 520 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.
= R1
+ jX1
= 7.745 + j74.83; |Z1
| = 75.23 Ом
= Y12
= 1/|Z1
| = 0.013
= α12
=arcsin(R1
/|Z1
|) = arcsin(7.745/75.23) = 5.91º
= 
= U1
2
· Y11
·cos α11
— U1
· U2
·Y11
·cos (δ1
— α12
) = 51,4 МВар
= Q’л1
— U1
2
· Y1
/2 = 51,4 – 5002
·4,22·10-3
/2 = -476,4 МВар
= Р0
— ΔРК
/2 = 1020 – 8,16/2 = 1016 МВт
= 
= 14.36кВ
мало, поэтому устанавливаем 3 группы реакторов 3хРОДЦ-60
= 3·180·(U1
/525)2
= 489.8 МВАр
= Qл1
+ Qp
= 13,4 МВАр
= = 15.02 кВUг доп
= (14,96 – 16,54) кВ
= 
= 0,995
= 
МВт
= 
МВAp
= Р’л1
– ΔРл1
= 1016 – 32.06 = 983.86 МВт
= Q’л1
– ΔQл1
= 51.38 – 309.73 = -258.38 МВАр
= P”л1
— ΔРК1
/2 = 983.86 – 8,16/2 = 979.78 МВт
= Q”л1
+ U2
2
· Y1
/2 = -258.38 + 5002
·4,22·10-3
/2 = 269.4 МВAp
= Р2
– Рпс
= 979,78 – 520 = 459,78 МВт
= Рпс
= 520 МВт
= Pсис
·tgφпс
=459,78·tg(arccos(0.96))=93.36 МВAp
= Q2
– Qсис
=269,4 – 93,36 = 176,04 МВAp
= Qат
— 
176,04 — 
·30.55= 139.21 МВAp
= U2
— Qат
·Xt2
/U2
= 500 – 176.04·30.55/500 = 491,5 кВ
= U’2
·230/500 = 226,1 кВ
= 10 МВт
= Рпс
— Рн
= 520 – 10 = 510 МВт
= Ратс
· tgφпс
=510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp
= Q’ат
— Qатс
= 139,21 – 148,75 = -9,54 МВAp
= Q’нн
– (Q’нн
/ U’2
)2
· Xtн2
= -9,56 МВAp
= (U’2
— Q’нн
·Xtн2
/U’2
)·(10.5/500) = 10.345 кВ
= 0,12 ; Кск
= 650/100 тыс. руб./Мвар; З” = 0.02 тыс. руб./(МВт·ч)
= 0,088 ; τ = 4253 час ; ΔРл1
=32,05 МВт
+ рн
)·|Qнн
|· Кск
+ ΔРл1
· τ· З” = 2741 тыс. руб.
< 10.45 кВ, поэтому будем вести расчёт для напряжения U2
=505 кВ.
= Pсис
— ΔРК2
/2 = 459,86 – 3,04/2 = 458,34 МВт
= 180·(U1
/525)2
= 180·(505/525)2
= 166,5 МВАр
= Qсис
+ U2
2
· Y2
/2 – 2·Qp
= 93,36 + 5052
·1,543·10-3
/2 – 2·166,5 = -42,96 МВАр
= 
= 10,1 МВт
= 
94,99 МВAp
= Рл2
– ΔРл2
= 458,34 – 10,1 = 448,24 МВт
= Q’л2
– ΔQл2
= -42,96 – 94,99 = -137,95 МВАр
= 
= 524,44 кВ
= Q’сис
+ Uсис
2
· Y2
/2 = -137,95 + 524,442
·1,543·10-3
/2 = 74,24 МВAp
= cos(arctg
) = 0,987
min
= 10,45кВ
= 229,01≤ UСНдоп
max
= 253 кВ
min
=14,96 кВ < Uг
= 14,97 кВ < UГдоп
max
=16,54 кВ
= 0,997 > cosφгном
= 0,85
= 15,49 Ом; Х1
= 149,665 Ом;
= 2,111·10-3 См
ΔРК1
= 8·510/1000 = 4,08 МВт
= 12,155 Ом; Х2
= 114,31 Ом;
= 1,153·10-3 См
ΔРК2
= 8·380/1000 = 3,04 МВт
= 89,5/2 = 44,75 Ом
= 61,1 Ом ; Хtн2
= 113,5 Ом
= 500 кВ. Перепад напряжения должен быть таким, чтобы напряжение в линии не превышало допустимого (525 кВ). Зададимся напряжением U2
= 500 кВ и выполним расчеты, а для 505, 510, 515 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.
= R1
+ jX1
= 15,49 + j149,665; |Z1
| = 150,46 Ом
= Y12
= 1/|Z1
| = 0.0066
= α12
=arcsin(R1
/|Z1
|) = arcsin(15,49/150,46) = 5.91º
= 
10,5º
= U1
2
· Y11
·cos α11
— U1
· U2
·Y11
·cos (δ1
— α12
) = -3,5 МВар
= Q’л1
— U1
2
· Y1
/2 = -3,5 – 5002
·2,11·10-3
/2 = -267,38 МВар
= Р0
·0,3 — ΔРК
/2 = 1020·0,3 – 4,08/2 = 303,96 МВт
= = 14.18 кВ
мало, поэтому устанавливаем 2 группы реакторов 3хРОДЦ-60
= 2·180·(U1
/525)2
= 326,53 МВАр
= Qл1
+ Qp
= 59,15 МВАр
= = 15.16 кВ
= = 0,97
= 
5,725 МВт
= 
55,32 МВAp
= Р’л1
– ΔРл1
= 303,96 – 5,725 = 298,235 МВт
= Q’л1
– ΔQл1
= -3,5 – 55,32 = -58,82 МВАр
= P”л1
— ΔРК1
/2 = 298,235 – 4,08/2 = 296,2 МВт
= Q”л1
+ U2
2
· Y1
/2 = -58,82 + 5002
·2,11·10-3
/2 = 205,05 МВAp
= Р2
– Рпс
= 296,2 – 520·0,3 = 140,2 МВт
= Рпс
= 520·0,3 = 156 МВт
= Pсис
·tgφпс
=140,2·tg(arccos(0.96))=28,47 МВAp
= Q2
– Qсис
=205,05 – 28,47 = 176,58 МВAp
= Qат
— 176,58 — 
·61,1= 163,02 МВAp
= U2
— Qат
·Xt2
/U2
= 500 – 176.58·61,1/500 = 480,08 кВ
= U’2
·220/500 = 220,84 кВ
= 10 МВт
= Рпс
— Рн
= 156 – 10 = 146 МВт
= Ратс
· tgφпс
=146·tg(arccos(0.96))=42,58 МВAp
= Q’ат
— Qатс
= 163,02 – 42,58 = 120,43 МВAp
= Q’нн
– (Q’нн
/ U’2
)2
· Xtн2
= 113,29 МВAp
= (U’2
— Q’нн
·Xtн2
/U’2
)·(10.5/500) = 9,48 кВ
= Q2
– Qсис
– 180·(U2
/525)2
=205,05 – 28,47 – 163,26 = 13,32 МВAp
= Qат
— 13,32 — 
·61,1= 7,33 МВAp
= U2
— Qат
·Xt2
/U2
= 500 – 13,32·61,1/500 = 499,1 кВ
= U’2
·220/500 = 229,6 кВ
= 10 МВт
= Рпс
— Рн
= 156 – 10 = 146 МВт
= Ратс
· tgφпс
=146·tg(arccos(0.96))=42,58 МВAp
= Q’ат
— Qатс
= 7,33 – 42,58 = -35,25 МВAp
= Q’нн
– (Q’нн
/ U’2
)2
· Xtн2
= -35,82 МВAp
= (U’2
— Q’нн
·Xtн2
/U’2
)·(10.5/500) = 10,65 кВ
= 0,12 ; Кск
= 650/100 тыс. руб.; З” = 0.02 тыс. руб./(МВт·ч)
= 0,088 ; τ = 4253 час ; ΔРл1
=5,725 МВт
+ рн
)·|Qнн
|· Кск
+ ΔРл1
· τ· З” = 542 тыс. руб.
= Pсис
— ΔРК2
/2 = 140,2 – 3,04/2 = 138,7 МВт
= 180·(U2
/525)2
= 180·(500/525)2
= 163,3 МВАр
= Qсис
+ U2
2
· Y2
/2 – 2·Qp
= 28,47 + 5002
·1,543·10-3
/2 – 2·163,3 = -105,2 МВАр
= 
= 1,5 МВт
= 
13,85 МВAp
= Рл2
– ΔРл2
= 138,7 – 1,5 = 137,2 МВт
= Q’л2
– ΔQл2
= -105,2 – 13,85 = -119,04 МВАр
= = 523,9 кВ
= Q’сис
+ Uсис
2
· Y2
/2 = -119,04 + 523,92
·1,543·10-3
/2 = 93,15 МВAp
= cos(arctg) = 0,827
min
= 10,45кВ
= 229,6≤ UСНдоп
max
= 253 кВ
min
=14,96 кВ < Uг
= 15,16 кВ < UГдоп
max
=16,54 кВ
= 0,97 > cosφгном
= 0,85
= 1020 МВт, что больше натуральной мощности линии 500кВ, поэтому принимаем напряжение в начале линии U1
= 1,05∙Uном
= 525 кВ; учтём УПК (Х1(УПК)
= 0,6·Х1
)
= 500 кВ.
= 15,49 Ом; Х1
= 149,665·0,6 = 89,8 Ом;
= 2,111·10-3 См
ΔРК1
= 8·510/1000 = 4,08 МВт
= 12,155 Ом; Х2
= 114,31 Ом;
= 1,153·10-3 См
ΔРК2
= 8·380/1000 = 3,04 МВт
= 89,5/4 = 22,375 Ом
= 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2
= 113,5/2 = 56,75 Ом
= R1
+ jX1
= 15,49 + j89,8; |Z1
| = 91,1 Ом
= Y12
= 1/|Z1
| = 0.011
= α12
=arcsin(R1
/|Z1
|) = arcsin(15,49/150,46) = 5.91º
= 19,86º
= U1
2
· Y11
·cos α11
— U1
· U2
·Y11
·cos (δ1
— α12
) = 144,4 МВар
= Q’л1
— U1
2
· Y1
/2 = 144,4 – 5252
·92,11·10-3
/2 = -146,5 МВар
= Р0
— ΔРК
/2 = 1020 – 4,08/2 = 1018 МВт
= =
= 15,563 кВ
= = 
= 0,998
= 
59,4 МВт
= 
344,4 МВAp
= Р’л1
– ΔРл1
= 1018 – 59,4 = 958,6 МВт
= Q’л1
– ΔQл1
= 144,4 – 344,4 = -200 МВАр
= P”л1
— ΔРК1
/2 = 958,6 – 4,08/2 = 956,5 МВт
= Q”л1
+ U2
2
· Y1
/2 = -200 + 5002
·2,11·10-3
/2 = 63,9 МВAp
= Р2
– Рпс
= 956,5 – 520 = 436,5 МВт
= Рпс
= 520 МВт
= 100 МВAp
= Q2
– Qсис
=63,9 – (-100) = 163,9 МВAp
= Qат
— 
163,9 — 
·30,55= 127,5 МВAp
= U2
– Q’ат
·Xt2
/U2
= 500 – 127,5·30,55/500 = 492,2 кВ
= U’2
·230/500 = 226,4 кВ
= 10 МВт
= Рпс
— Рн
= 520 – 10 = 510 МВт
= Ратс
· tgφпс
=510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp
= Q’ат
— Qатс
= 127,5 – 148,75 = -21,2 МВAp
= Q’нн
– (Q’нн
/ U’2
)2
· Xtн2
= -21,3 МВAp
= (U’2
— Q’нн
·Xtн2
/U’2
)·(10.5/500) = 10,5 кВ
= Pсис
— ΔРК2
/2 = 436,5 – 3,04/2 = 435 МВт
= Qсис
+ U2
2
· Y2
/2 = -100 + 5002
·1,543·10-3
/2 = 92,9 МВАр
= 
= 9,6 МВт
= 
90,5 МВAp
= Рл2
– ΔРл2
= 435 – 9,6 = 425,4 МВт
= Q’л2
– ΔQл2
= 92,9 – 90,5 = 2,4 МВАр
= = 491,1 кВ
= Q’сис
+ Uсис
2
· Y2
/2 = 2,4 + 491,12
·1,543·10-3
/2 = 187 МВAp
= cos(arctg) = 0,91
min
= 10,45кВ
= 226,4≤ UСНдоп
max
= 253 кВ
min
=14,96 кВ < Uг
= 15,56 кВ < UГдоп
max
=16,54 кВ
= 0,91 > cosφгном
= 0,85
= 12,155 Ом; Х2
= 114,31 Ом;
= 1,153·10-3 См
ΔРК2
= 8·380/1000 = 3,04 МВт
= 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2
= 113,5/2 = 56,75 Ом
= 1,05·РПС
= 546 МВт; Q3
= 0
= 510 кВ
= P3
— ΔРК2
/2 = 546 – 3,04/2 = 544,5 МВт
= U2
2
· Y2
/2 = 5002
·1,543·10-3
/2 = 208,6 МВАр
=
-13,3 МВАр
= 180·(Uсис
/525)2
= 180·(510/525)2
= 169,8 МВАр
= Q”л2
– Qp
= 208,6 – 169,8 = 38,7 МВАр
= 
= 13,9 МВт
= 
130.9 МВAp
= Р”л2
– ΔР”л2
= 544.5 – 13,9 = 530,6 МВт
= Q”л2
– ΔQ”л2
= 38,7 – 130,9 = -92,2 МВАр
= 
= 488,3 кВ
= Р’л2
— ΔРК2
/2 = 530,6 – 3,04/2 = 529 МВт
= Q’л2
+ U2
2
· Y2
/2 = -92,2 + 488,32
·1,543·10-3
/2 = 91,8 МВАр
= Qат
— 
= 54,8 МВАр
= 
= 482,5 кВ
= U’2
·230/500 = 222 кВ
= 10 МВт
= Рат
— Рн
= 529 – 10 = 519 МВт
= Ратс
· tgφпс
=519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp
= Q’ат
— Qатс
= 54,8 – 151,4 = -96,6 МВAp
= Q’нн
– (Q’нн
/ U’2
)2
· Xtн2
= -98,9 МВAp
= (U’2
— Q’нн
·Xtн2
/U’2
)·(10.5/500) = 10,46 кВ
= 10,46 < Umax
ск
= 11,55 кВ.
= 488,3 кВ
= U1
/cos(β0
∙L) = 525/ cos(1,111∙10–3
∙510) = 622,25 кВ
= 525 кВ
= 
Ом
= 1,111·10-3
рад/км
) = 0,844
= 525/488,3 = 1,075
·sin(β·L1
) = 150.45
= (Аэ
– А)/В = 1,538·10-3 См
= 180/5252
= 6,531·10-4 См
/ Yр
= 2,35
= 
= 504.7 кВ
= 
= 490 кВ
= 15,49 Ом; Х1
= 149,665Ом;
= 2,111·10-3 См
ΔРК1
= 8·510/1000 = 4,08 МВт
= 89,5 Ом
= 180·(U2ХХ
/525)2
= 180·(490/525)2
= 147,9 МВАр
=2·Qp
— U2ХХ
2
· Y1
/2 =2·147,9 — 4902
·2,111·10-3
/2 = 56,7 МВАр
=Q”л1
+ (Q”л1
/U’2XX
)2
· X1
= 58.9 МВAp
= 510 кВ
= Q’л1
– U1
2
· Y1
/2 =58,9 — 5102
·2,111·10-3
/2 = -215,6 МВАр
ставим в начале головной линии группу реакторов 3∙РОДЦ – 60.
= Qл1
+ Qp
= -215,6 + 147,9 = -67,7 МВАр
= 
= 15,132 кВ
=Qл1
+ (Qл1
/U1
)2
· Xt1
= -66,3 МВAp
= 
= -2,53 А
= 
= 9,531 А
= 2,53 кА < Iг ном
= 9,531 кА
= (j·Y1
/2)-1
= -j947.4 Ом
= j·5252
/Qр
= j1864 Ом
= R1
+ jX1
+ Хс
· Хр
/( Хс
+ Хр
) = 15.49 – j1777 Ом
= Z1
· Хс
/( Z1
+ Хс
) = 1,87 – j618 Ом
= j·1.31·5002
/306 = 1070 Ом
носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.
= 1070 Ом < Xвн
= 1777 Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.
, PC
берем из предыдущего режима:
=488,3 кВ, PCИС
=529 МВт
= U2
/cos(β0
∙ℓ) = 488,3 /cos(1,111∙10–3
∙510) = 568,4 кВ.
≤ 525 кВ.
= Ом= 1,111·10-3
рад/км
) = 0,844
= 488,3 / 525= 0,914
·sin(β·L1
) = 150.45
= (Аэ
– А)/В = 4,646·10-4 См
= 180/5252
= 6,531·10-4 См
/ Yр
= 0,7
= 
= 518,4 кВ
= 180·(U1ХХ
/525)2
= 180·(518,4/525)2
= 175,5 МВАр
= U1ХХ
2
· Y1
/2 — Qp
=518,42
·2,111·10-3
/2 – 175,5 = 108,1 МВАр
=Q’л1
— (Q’л1
/U1XX
)2
· X1
= 101,6 МВAp
= Q”л1
+ 488,32
· Y1
/2 = 101,6 — 488,32
·2,111·10-3
/2 = 353,3 МВАр
= Рпс
= 529 МВт
= 91,8 МВAp
= Q2
+ Qсис
=353,3 + 91,8 = 445,1 МВAp
= 488,3 – Qат
·Xt2
/488,3= 488,3 – 445,1·30,55/488,3 = 459,9 кВ
= Q2
+ Qсис
— Qp
=353,3 + 91,8 – 2·175,5 = 94,2 МВAp
= 488,3 – Qат
·Xt2
/488,3= 488,3 – 94,2·30,55/488,3 = 482,3 кВ
= U’2
·220/500 = 221,8 кВ
= Qат
— 
94,2 — 
·30,55= 55,8 МВAp
= 10 МВт
= Рпс
— Рн
= 529 – 10 = 519 МВт
= Ратс
· tgφпс
=519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp
= Q’ат
— Qатс
= 55,8 – 151,4 = -95,5 МВAp
= Q’нн
– (Q’нн
/ U’2
)2
· Xtн2
= -97,8 МВAp
= (U’2
— Q’нн
·Xtн2
/U’2
)·(10.5/500) = 10,49 кВ
Конец линии1
ПС
Начало линии2
Конец линии2
3x3xРОДЦ-60/500
2 х КСВБ0-50-11
2 x3xРОДЦ-60/500
2 x3xРОДЦ-60/500
1 x3xРОДЦ-60/500
2 х КСВБ0-50-11
2 x3xРОДЦ-60/500
2 х КСВБ0-50-11
1 x3xРОДЦ-60/500
2 х КСВБ0-50-11
2 x3xРОДЦ-60/500
2 x3xРОДЦ-60/500
1 x3xРОДЦ-60/500
2 x3xРОДЦ-60/500
2 х КСВБ0-50-11
= 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.
сети до реконструкции, наибольшая мощность ИП1:
= 90,6 МВт
= Р∑Зmax
– РИП1
= 139 – 90,6 = 48,4 МВт
1
2
3
4
5
6
1074
501,6
272
106,4
149,6
340
537,2
250,8
136
523,2
74,8
170
303500
141700
76840
30060
42260
96050
,
— потребная реактивная мощность,
— суммарная реактивная максимальная мощность нагрузки,
— потери реактивной мощности в линиях,
— потери реактивной мощности в трансформаторах,
— зарядные мощности линий.
№1
№2
№3
№4
№5
№6
0,456
0,484
0,456
0,426
0,484
0,426
40
33
20
7
11
25
24,9
10,94
6,06
1,91
3,65
7,133
мощностью.
, если К2доп
< К2
, то по нагрузочной способности трансформатор не проходит.
= 0,12·2653 + 222,63 = 541 тыс. руб.
= 0,12·2715 + 263,1 = 589 тыс. руб.
– З2
| / З1
= (589-541) /541 = 0,089 = 8,9%
,где
— погонная проводимость линии, 
Рис.3.1 Схема замещения электрической сети
-модуль и аргумент коэффициента трансформации.
W1
W2
W3
W4
W5
W6
W7
110
110
110
35
35
110
110
АС-120/19
АС-150/24
АС-70/11
АС-70/11
АС-95/16
АС-95/16
АС-120/19
, А
390
450
265
265
330
330
390
55,6
31,4
20,4
7,5
6,9
25,8
51,2
356
365
108
128
117
142
379
W1
W2
W3
W4
W5
W6
W7
110
110
110
35
35
110
110
АС-120/19
АС-150/24
АС-70/11
АС-70/11
АС-95/16
АС-95/16
АС-120/19
, А
390
450
265
265
330
330
390
11,3
18,2
2
1,4
2,3
2,5
11,2
71
104
13
26
41
15
94
W1
W2
W3
W4
W5
W6
W7
110
110
110
35
35
110
110
АС-120/19
АС-150/24
АС-70/11
АС-70/11
АС-95/16
АС-95/16
АС-120/19
, А
390
450
265
265
330
330
390
57,2
20,4
20,4
7,5
6,9
25,8
59,9
342
229
108
130
119
144
383
W1
W2
W3
W4
W5
W6
W7
110
110
110
35
35
110
110
АС-120/19
АС-150/24
АС-70/11
АС-70/11
АС-95/16
АС-95/16
АС-120/19
, А
390
450
265
265
330
330
390
55,8
60,4
20,4
7,5
7
25,8
51,4
368
394
108
132
121
142
382
ТДН — 16000/110
ТМН — 6300/35
ВН, кВ
115
115
115
35
36,75
НН, кВ
10,5
10,5
11
11
10,5
СН, кВ
38,5
, %
±9×1,78
±9×1,78
±9×1,78
±6×1,5
±9×1,3
5
5
5
10
0
НМ
ПАВ1
ПАВ2
10,5
9,9
10,5
10,6
10,4
10,1
10,7
10,8
10,6
10,0
10,5
10,6
10,8
10,1
10,3
10,3
10,5
10,0
10,7
10,4
10,6
9,9
10,4
10,5
показателей ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
· Кå
+ Иå
= К л1
+ К л2
+ КГЭС
+ КП/СТ
= 2·к0(300))
· ℓ1
= 2·49,3∙510 = 50286 тыс. руб.
= к0(300))
· ℓ2
= 49,3∙380 = 18734 тыс. руб.
= Корувн
+ Ктр
+К пч
= 9·260 = 2340 тыс. руб.
= 4∙493 = 1972 тыс. руб.
= 4100 тыс. руб.
= 2340 + 1972+ 4100 = 8412 тыс. руб.
= КОРУ ВН
+ КОРУ СН
+ КТР
+ К пч
+ ККУ
= 260∙6 =1560 тыс. руб.
= 110∙8 =880 тыс. руб.
= 2∙1260 = 2520 тыс. руб.
= 4100 тыс. руб.
= КР
+ КСК
= 380∙9 + 1150 = 4570 тыс. руб.
= 1560 + 880 + 2520 + 4100 + 4570 = 13630 тыс. руб.
= 50286 +18734+ 8412 + 13630 = 91062 тыс. руб.
=Иå а.о.р.
+ Иå потери ээ
= Иå а.о.р.вл
+ Иå а.о.р.ору вн ГЭС
+ Иå а.о.р.п/ст
= 0,028·(50286 +18734)= 1932,6 тыс. руб.
= 0,078·8412 = 656,1 тыс. руб.
= 0,084∙13630 = 1145 тыс. руб.
= 1932,6 + 656,1 + 1145 = 3733,7 тыс. руб.
Σ
= Ипотери ээ
ВЛ
+ Ипотери ээ
тр
= ΔР л1
· τ л1
· α t
, где α t
, = 1
= (S2
мах
/ U2
ном
)∙Rл
= 10592
/5002
·0,034·510/2 = 29 МВт
= 5,843∙106
МВт·ч
= Wгод
/Рмах
= 5,843∙106
/1020 =5728 час.
= (0,124 + 5728/10000)2
·8760 = 4253 час
= 29 · 4253 = 123300 МВт·ч
= 2∙70∙510 = 70000 кВт·ч
= 2 коп/(кВт∙час), ЗII
= 1,75 коп/(кВт∙час)
ВЛ
= ЗI
∙ΔWл1
+ ЗII
∙ΔWкор л1
= 2∙10-2
∙123300+ 1,75∙10-2
∙70 = 2467 тыс. руб.
= ΔР л1
· τ л1
· α t
, где α t
, = 1
= (S2
мах
/ U2
ном
)∙Rл
= 519,22
/5002
·0,034·380 = 21,6 МВт
= 5,843∙106
МВт·ч
= Wгод
/Рмах
= 5,843∙106
/1020 =5728 час.
= (0,124 + 5728/10000)2
·8760 = 4253 час
= 21,6 · 4253 = 91865 МВт·ч
= 2∙70∙380 = 53200 кВт·ч
= 2 коп/(кВт∙час), ЗII
= 1,75 коп/(кВт∙час)
ВЛ
= ЗI
∙ΔWл1
+ ЗII
∙ΔWкор л1
= 2∙10-2
∙91865+ 1,75∙10-2
∙53,2 =
ВЛ
= Ипотери ээ
ВЛ1
+ Ипотери ээ
ВЛ2
=2467 + 1838 =4305 тыс. руб.
тр
= ЗI
∙ΔР к.з
(Sнг.мах.
/Sном.т
)2
.τ т
+ ЗII
∙ΔР х.х
·8760
тр
= 2∙10-2
∙
∙0,121(2346.
/1251)2
∙4129,6 + 1,75∙10-2
∙4∙0,42 ·8760 =
тр п/ст
= ЗI
∙ΔР к.з
(Sнг.мах.
/Sном.т
)2
.τ т
+ ЗII
∙ΔР х.х
·8760
тр п/ст
= 2∙10-2
∙1/6∙0,49∙(536·.
/1002)2
∙4129,6 + 1,75∙10-2
∙6∙0,15 ·8760 =139,9 тыс. руб.
тр
= Ипотери ээ
тр ГЭС
+ Ипотери ээ
тр п/ст
= 365,32 + 139,9 = 505,22 тыс. руб.
Σ
= Ипотери ээ
ВЛ
+ Ипотери ээ
тр
= 4305 + 505,22 = 4810,22 тыс. руб.
= И∑а.о.р.
+ И∑потери ээ
= 3733,7 + 4810,22 = 8543,92 тыс. руб.
· Кå
+ Иå
/Wгод
= 1,46 руб./МВт·ч = 0,146 коп/кВт∙ч
Провод
Длина, км
U, кВ
К0
тыс. руб./км
К, тыс. руб.
КΣ
, тыс. руб.
АС-120/19
24
110
15,3
367,8
5616
АС-150/24
45,8
110
22
1007
АС-70/11
43,3
110
17,8
771,5
АС-70/11
43,3
35
20,19
871,1
АС-95/16
45,8
35
20,1
920
АС-70/11
48
110
17,8
855,9
АС-120/19
53,7
110
15,3
822,5
1
2
3
4
5
6
110 – 12
110 – 4
110 – 4
35 – 4Н
35 – 4Н
110-4
35-9
—
—
—
—
—
тыс.руб
350
36,3
36,3
18
18
36,3
, тыс.руб
63
—
—
—
—
—
ТДН — 16000/110
ТМН — 6300/35
, тыс.руб
218
168
126
61
134
126
тыс.руб
320
130
130
70
70
130
, тыс.руб
951
334,3
292,3
149
222
292,3
, тыс руб
2244
= Кл
+ Кпс
= 5616 + 2244 = 7860 тыс. руб.
= 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.
= 83,6·(1 – 3,5·25/100) = 10,45 тыс. руб.
= 9·2·(1 – 3,5·25/100) = 2,25 тыс. руб.
= 920·(1 – 2·25/100) = 460 тыс. руб.
= 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тыс. руб.
= 7860 – 501,95 = 7358 тыс. руб.
= АЛ
·КЛ
= 0,028·5616 = 157 тыс. руб.
= АПС
·КПС
= 0,094·2244 = 211 тыс. руб.
= Иа.о.р.ВЛ
+ Иа.о.р.ПС
= 157 + 211 = 368 тыс. руб.
1-2
ИП1-2
ИП1-3
1-4
1-5
1 – 6
ИП2 – 1
, МВт
53,8
70,6
20
7
11
25
54
, МВт.ч
206700
303200
76840
30060
42260
96050
245900
, ч
3842
4294
3842
4294
3842
3842
4553
2262
2683
2262
2683
2262
2262
2940
, Мвар
54,4
71,5
20,3
7,1
11,135
25,3
54,6
3
4,5
9,3
9,3
7
10,3
6,7
, кВ
110
110
110
35
35
110
110
, МВт
0,73
1,91
0,31
0,38
0,71
0,544
1,651
, МВт ч/год
1658
5131
712
1024
1604
1232
3735
1
2
3
4
5
6
, МВт
79
33
20
7
11
25
, МВт.ч
303500
141700
76840
30060
42260
96050
, ч
3842
4264
3842
4264
3842
3842
2262
2683
2262
2683
2262
2262
, МВт
0,056
0,027
0,019
0,0092
0,0145
0,019
, МВт
0,29
0,12
0,085
0,0465
0,06
0,085
, МВА
63
25
16
6,3
10
16
, МВт
1842
819
514
252
346,7
610,2
=Σ ΔWгод.вл
– годовые потери энергии во всех линиях
=Σ ΔWгод.т
– годовые потери энергии во всех трансформаторах
= ΔWГОД.ВЛ
+ ΔWГОД.Т
– суммарные годовые потери энергии
=15100 МВт·ч/год
= 4400 МВт·ч/год
= 15100 + 4400 = 19500 МВт·ч/год
= 0,01·19500 = 195 тыс. руб.
= 368 + 195 = 583 тыс. руб.
Длина, мм
рукоятки
Не нормируется
700
300
1100
400
1400
600
2000
800
2500
800
3000
800
4000
1000
Напряжение, кВ
Испытательное напряжение, кВ
35-500
30
5
1 раз в 12 мес.
нормальном РЕЖИМЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭВМ
и наибольшая стрела провеса провода fгаб..
град-1
даН/(м2
)
)
)
)
град-1
даН/(м2
)
)
)
)
=1020 МВт; наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Рп/ст
= 520 МВт; оперативный резерв мощности, имеющийся в приём-ной системе Ррезерв
= 320 МВт и учитывая, что электропередача располагается а Западной Сибири, спроектировали линию электропередачи напряжением 500 кВ. Произвели расчет основных режимов работы электропередачи. Для нормальной работы передачи требуются установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11. Так же выполнено проектирование развития районной электрической сети: добавлены один пункт потребления и еще один источник питания; была определена потребная району мощность, которая составила 139 МВт, составлен баланс активной и реактивной мощности; для двух выбранных вариантов развития сети произвели выбор (проверку) сечений проводов и трансформаторов; в результате технико-экономического сравнения рассчитали для вариантов приведенные затраты, которые составили З1
= 541 тыс. руб. и З2
= 589 тыс. руб. и для расчетов параметров основных режимов работы сети выбрали вариант 1; по результатам расчета режимов на ЭВМ выполнили регулирование напряжения у потребителей. Себестоимость передачи электроэнергии по линии 500 кВ составляет 0,146 коп за 1 кВт·ч. Себестоимость передачи электроэнергии по районной электрической сети 0,084 коп за 1 кВт·ч. таким образом, спроектированная электропередача удовлетворяет условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей и является достаточно экономичной. Кроме того, выполнен обзор научно-технической литературы, в котором рассмотрены вопросы о повышении надежности работы ВЛ при воздействии атмосферных нагрузок. Так же в разделе по безопасности и экологичности приведена техника безопасности при профилактических испытаниях изоляции.
Время нагрева провода до tn
= 2°С, при ветре скоростью
5м/с
10 м/с
∞
∞
∞
403
∞
∞
378
∞
∞
318
14342
∞
292
2844
∞
171
361
∞
127
210
744
64
80
110
Температура провода в установившемся режиме, °С, при ветре скоростью
5м/с
10м/с
1,3
-0,9
-2,1
5,1
1,6
-0,3
5,3
1,7
-0,2
6,0
2,1
0,1
6,3
2,3
0,3
9,2
4,3
1,7
11,6
5,8
2,8
20,3
11,7
7,1
Ток, А
Необходимая активная мощность на 1 км провода, кВт/км
затраты времени на нагрев провода и плавление гололеда
затраты электроэнергии на удаление гололеда на 1 км провода, кВт-ч/км
400 500
36 56
Нагрев провода 3 мин,предотвращение гололедообразования около 24 ч 
· Кå
+ Иå
+ У
= Кå вл
= ко
· L = к0(300)
· ℓ2
= 49,3∙380 = 18730 тыс. руб.
=Иå а.о.р.
+ Иå потери ээ
= 0,028·18730 = 524,5 тыс.руб
= ΔР л1
· τ л1
· α t
, где α t
, = 1
= S2
мах
/ U2
ном
· Rл
= 519,22
/5002
· (0,034·380) = 13,9 МВт
= (0,124 + Тмах.
/10000)2
· 8760
= 500∙3000+ 500∙0,7∙1000+ 500∙0,5∙3000+ 500∙0,3∙1760 = 2,864∙106
МВт·ч
= Wгод
/Рмах
= 2,864∙106
/500 =5728 час.
= (0,124 + 5728/10000)2
·8760 = 4253 час
= 13,9 · 4253 = 59260 МВт·ч
= 70∙380 = 26600 МВт·ч
= 2 коп/(кВт∙час), ЗII
= 1,75 коп/(кВт∙час)
ВЛ
= ЗI
∙ΔWл1
+ ЗII
∙ΔWкор л1
=
∙59260 + 1,75∙10-2
∙26600 = 1651 тыс. руб.
= И∑а.о.р.
+ И∑потери ээ
= 524,5 + 1651 = 2175,5 тыс. руб.
∙(Рнб
– Ррез
)∙εн
∙Уов
∙380 = 0,76
= (Рнб
– Ррез
)/Рнб
= (500 – 320)/500 = 0,36
= 1,7∙10-3
= 4,5 тыс. руб./кВт.
∙(500 – 320)∙0,36∙4,5∙1000 = 377 тыс. руб.
· Кå
+ Иå
+ У
= 0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.
· Кå
+ Иå
= Кå вл
= ко
· L = к0(300)
· ℓ2
= 2·49,3∙380 = 37470 тыс. руб.
=Иå а.о.р.
+ Иå потери ээ
= 0,028·37470 = 1049 тыс.руб
= ΔР л1
· τ л1
· α t
, где α t
, = 1
= S2
мах
/ U2
ном
· Rл
= 519,22
/5002
· (0,034·380)/2 = 6,966 МВт
= 5728 час; τ л1
= 4253 час
= 6,966 · 4253 = 29630 МВт·ч
= 2·70∙380 = 53200 МВт·ч
= 2 коп/(кВт∙час), ЗII
= 1,75 коп/(кВт∙час)
ВЛ
= ЗI
∙ΔWл1
+ ЗII
∙ΔWкор л1
=
∙29630 + 1,75∙10-2
∙53200 = 593,5 тыс. руб.
= И∑а.о.р.
+ И∑потери ээ
= 1049 + 593,5 = 1642,5 тыс. руб.
= 0,12·37470 + 1642,5 = 6139 тыс. руб.
, кВ
500
505
510
515
520
17,49
17,37
17,26
17,15
, Мвар
51,38
17,45
16,47
-50,37
-84,25
, Мвар
13,42
-20,51
-54,42
-88,32
-122,21
, кВ
15,02
14,97
14,93
14,88
14,84
0,997
0,999
1
1
, МВт
32,06
31,98
31,98
30,05
32,19
, Мвар
309,73
309,03
309,02
309,7
311,06
, МВт
983,86
983,9
983,94
983,87
983,73
, Мвар
-258,35
-291,58
-325,5
-360,06
-395,31
, МВт
979,78
979,86
979,86
979,79
979,65
, Мвар
176,04
153,4
223,59
106,46
82,16
, МВт
459,78
459,86
459,86
459,79
459,65
, Мвар
139,21
118,2
96,46
74,01
50,85
, кВ
491,5
497,85
504,22
510,6
517,01
, кВ
226,1
229,01
231,94
234,88
237,83
, Мвар
-9,54
-30,56
-52,29
-74,74
-97,9
, Мвар
-9,56
-30,77
-52,9
-75,95
-99,93
, кВ
10,34
10,53
10,71
10,9
11,08
2741
2768
2802
2843
2892
, кВ
500
505
510
515
10,45
10,41
10,36
, Мвар
-3,5
-20,17
-36,84
-53,5
, Мвар
59,15
42,5
25,82
9,15
, кВ
15,16
15,11
15,07
15,02
0,982
0,99
0,996
, МВт
5,725
5,75
5,81
5,9
, Мвар
55,32
55,55
56,12
57,02
, МВт
298,235
298,21
298,15
298,06
, Мвар
-58,82
-75,73
-92,96
-110,53
, МВт
296,2
296,17
296,11
296,02
, Мвар
13,32
-1,56
-16,74
-32,22
, МВт
140,2
140,17
140,11
140,02
, Мвар
7,33
-7,39
-22,52
-38,07
, кВ
499,1
505,9
512,7
519,5
, кВ
229,6
232,7
235,8
238,98
, Мвар
-35,255
-49,97
-65,1
-80,65
, Мвар
-35,82
-51,08
-66,9
-83,4
, кВ
10,65
10,86
11,07
11,28
542
567,7
597,1
630,4
0 – 4
4 – 8
8 – 12
12 – 16
16 – 20
20 – 24
, МВт
31,6
31,6
47,4
47,4
79
31,6
, МВт
13,2
33
33
19,8
13,2
13,2
, МВт
4
8
20
20
12
4
, МВт
2,8
7
7
4,2
2,8
2,8
, МВт
4,4
4,4
6,6
6,6
11
4,4
, МВт
5
10
25
25
15
5
, МВт
61
94
139
123
133
61
0 – 4
4 – 8
8 – 12
12 – 16
16 – 20
20 – 24
, МВт
15,8
15,8
23,7
23,7
39,5
15,8
, МВт
13,2
16,5
16,5
9,9
6,6
6,6
, МВт
2,2
4
10
10
6
2,2
, МВт
2,8
3,5
3,5
2,1
1,4
1,4
, МВт
2,2
2,2
3,3
3,3
5,5
5,5
, МВт
2,5
5
12,5
12,5
7,5
2,5
, МВт
30,5
47
69,5
61,5
66,5
30,5
0 – 4
4 – 8
8 – 12
12 – 16
16 – 20
20 – 24
, Мвар
14,4
14,6
21,6
21,6
36
14,4
, Мвар
12,8
16
16
9,6
6,4
6,4
, Мвар
1,8
3,6
9,1
9,1
5,5
3,6
, Мвар
2,4
3
3
1,8
1,2
1,2
, Мвар
2,1
2,1
3,2
3,2
5,3
5,3
, Мвар
2,13
4,26
10,25
10,25
6,4
2,13
, Мвар
28,07
43,4
65,52
55,9
60,76
28,07
0 – 4
4 – 8
8 – 12
12 – 16
16 – 20
20 – 24
, Мвар
14,03
21,7
31,76
27,97
30,4
14,03
№1
№2
№3
№4
№5
№6
4×УК-10-900
23,85
10,8
5,85
1,8
3,6
6,75
36
15,98
9,11
2,98
5,33
10,65
12,14
5,18
3,26
1,18
1,73
3,9
0.988
0,988
0,987
0,986
0,988
0,988
L, км
Р, МВт
0-4
4-8
8-12
12-16
16-20
20-24
Uрасч
, кВ
Uном,
кВ
24
P1(до реконстр)
16
24
24
40
16
93,7
110
7
7
4,2
2,8
2,8
4,4
6,6
6,6
11
4,4
27,4
37,6
34,8
53,8
23,2
45,8
P1(до реконстр)
16
24
24
40
16
110,6
110
33
33
19,8
13,2
13,2
7
7
4,2
2,8
2,8
4,4
6,6
6,6
11
4,4
60,4
70,6
54,6
67
36,4
43,3
PΣ
= P3
8
20
20
12
4
61,8
110
43,3
PΣ
= P4
7
7
4,2
2,8
2,8
37,1
35
45,8
PΣ
= P5
4,4
6,6
6,6
11
4,4
46,3
35
48
PΣ
= P6
10
25
25
15
5
68,9
110
53,7
P1(добавл)
15,6
23,4
23,4
39
15,6
99
110
10
25
25
15
5
25,6
48,4
48,4
54
20,6
L,км
Р, МВт
0-4
4-8
8-12
12-16
16-20
20-24
Uрасч
, кВ
Uном,
кВ
19
PΣ
= P6
10
25
25
15
5
66,5
110
45,7
P5
4,4
6,6
6,6
11
4,4
76,9
110
10
25
25
15
5
14,4
31,6
31,6
26
9,4
1-2
ИП1-2
ИП1-3
1-4
1-5
1-6
ИП2-1
54,4
71,4
20,2
7,1
11,1
25,3
54,6
кВ
110
110
110
35
35
110
110
, А
143
188
53
59
92
66
143
АС-120/19
АС-150/24
АС-70/11
АС-70/11
АС-95/16
АС-95/16
АС-120/19
, А
150
190
65
65
125
105
150
, А
390
450
265
265
330
330
390
, А
286
375
106
117
184
133
287
Проходит
Проходит
Проходит
Проходит
Проходит
Проходит
=70 мм2
)
АС-120/19
АС-150/24
АС-70/11
АС-70/11
АС-95/16
АС-95/16
АС-120/19
Проходит
Проходит
Проходит
Проходит
Проходит
Проходит
, Ом/км
0,427
0,42
0,444
0,432
0,421
0,434
0,427
, Ом/км
0,249
0,198
0,428
0,428
0,306
0,306
0,249
24
45,8
43,3
43,3
45,8
48,1
53,7
5,1
9,6
9,6
9,36
9,6
10,4
11,5
3
4,5
9,3
9,3
7
7,36
6,7
53,8
70,6
20
7
11
25
54
8,3
11
3,3
1,2
1,7
3,9
8,3
110
110
110
35
35
110
110
1,68
3,52
1,79
6,2
7,65
1,8
3,77
Проходит
Проходит
Проходит
Проходит
Проходит
Проходит
ПС6: нагрузка пункта 6.
Трансформатор
Sмакс
ТРДН-63000/110
102,1
72,9
44,2
0,7
79,6
1,26
1,5
ТДН-16000/110
27,2
19,43
7,7
0,48
24,1
1,53
1,6
Трансформатор
Sмакс
ТДТН-63000/110
89,8
64,1
47,8
0,76
89,8
1,426
1,7
ТДН-10000/110
12,2
8,7
6,3
0,63
12,2
1,22
1,6
Провод
Длина, км
U, кВ
К0
тыс. руб./км
К, тыс. руб.
КΣ
, тыс. руб.
АС – 70/11
48
110
17,8
855,9
1678
АС – 120/19
53,7
110
15,3
822,5
= КОРУНН
+ КОРУСН
+ КОРУВН
– капитальные вложения в ОРУ НН (не учитываются)
– капитальные вложения в ОРУ СН ( табл. 9.14. [2])
– капитальные вложения в ОРУ ВН ( табл. 9.14. [2])
– капитальные вложения в трансформатор ( табл. 9.19. [2]), для двухтрансформаторной подстанции вложения удваиваем.
– постоянная часть затрат по подстанции ( табл. 9.35. [2])
1
6
110-4Н => 110 – 12
110 – 4
тыс.руб
(12-2)·35=350
36,3
ТДТН-63000/110
ТДН-16000/110
, тыс.руб
136·2=272
63·2=126
тыс.руб
320·(30%+20%)=160
130
, тыс.руб
782
292,3
, тыс руб
1074,3
= Кл
+ Кпс
= 1678 + 1074,3 = 2752,3 тыс. руб.
= Ко
(1 – ар
·t/100)
– первоначальная стоимость оборудования
– норма амортизационных отчислений на реновацию, %
= 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.
= 2752,3 – 29,25 = 2723,05 тыс. руб.
= АЛ
·КЛ
= 0,028·1678 = 47 тыс. руб.
= АПС
·КПС
= 0,094·1074,3 = 94,4 тыс. руб.
= Иа.о.р.ВЛ
+ Иа.о.р.ПС
= 47 + 94,4 = 141,4 тыс. руб.
1 – 6
ИП2 – 1
1-5
, МВт
25
54
11
, МВт.ч
96050
245900
42260
, ч
3842
4553
3842
2262
2940
2262
, Мвар
25,3
54,6
11,135
10,3
6,7
7
, кВ
110
110
35
, МВт
0,544
1,651
0,71
, МВт ч/год
1232
3735
1340
1
6
5
, МВт
79
25
11
, МВт.ч
303500
96050
42260
, ч
3842
3842
3842
2262
2262
2262
, МВт
0,056
0,019
0,0145
, МВт
0,29
0,085
0,065
, МВА
63
16
10
, МВт
1842
610,2
363,9
=Σ ΔWгод.вл
– годовые потери энергии во всех линиях
=Σ ΔWгод.т
– годовые потери энергии во всех трансформаторах
= ΔWГОД.ВЛ
+ ΔWГОД.Т
– суммарные годовые потери энергии
= 1232 + 3735 +1340 = 5307 МВт·ч/год
= 1842 + 610 + 363,9 = 2816 МВт·ч/год
= 5307 + 2816 = 8123 МВт·ч/год
= 0,01·8123 = 81,23 тыс. руб.
= 141,4 + 81,23 = 222,63 тыс. руб.
= 0,12·2653 + 222,63 = 541 тыс. руб.
Провод
Длина, км
U, кВ
К0
тыс. руб./км
К, тыс. руб.
КΣ
, тыс. руб.
АС – 95/16
45,8
110
17,8
814,8
1976
АС – 70/11
19
110
17,8
338,3
АС – 120/19
53,7
110
15,3
822,5
1
5
6
110-4Н => 110 – 12
35-4Н =>110-4
110 – 4
тыс.руб
(10-2)·35=280
36,3
36,3
ТДТН-63000/110
ТДН-10000/110
ТДН-16000/110
, тыс.руб
136·2=272
54·2 = 108
63·2=126
тыс.руб
320·(30%+20%)=160
130·70%=91
130
, тыс.руб
712
235,3
292,3
, тыс руб
1240,6
= Кл
+ Кпс
= 1976 + 1240,6 = 3216,6 тыс. руб.
= 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.
= 83,6·(1 – 3,5·25/100) = 10,45 тыс. руб.
= 9·2·(1 – 3,5·25/100) = 2,25 тыс. руб.
= 920·(1 – 2·25/100) = 460 тыс. руб.
= 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тыс. руб.
= 3216,6 – 501,95 = 2715 тыс. руб.
= АЛ
·КЛ
= 0,028·1976 = 55,3 тыс. руб.
= АПС
·КПС
= 0,094·1240,6 = 116,6 тыс. руб.
= Иа.о.р.ВЛ
+ Иа.о.р.ПС
= 55,3 + 116,6 = 172 тыс. руб.
ВЛ 5 – 6
ВЛ ИП2 – 1
ВЛ1-5
, МВт
25
54
31,6
, МВт.ч
96050
245900
138300
, ч
3842
4553
5532
2262
2940
4018
, Мвар
25,3
54,6
32
10,3
6,7
7
, кВ
110
110
110
, МВт
0,544
1,651
0,592
, МВт ч/год
1232
3735
1340
1
6
5
, МВт
79
25
11
, МВт.ч
303500
96050
42260
, ч
3842
3842
3842
2262
2262
2262
, МВт
0,056
0,019
0,014
, МВт
0,29
0,085
0,06
, МВА
63
16
10
, МВт
1842
610,2
346,7
=Σ ΔWгод.вл
– годовые потери энергии во всех линиях
=Σ ΔWгод.т
– годовые потери энергии во всех трансформаторах
= ΔWГОД.ВЛ
+ ΔWГОД.Т
– суммарные годовые потери энергии
= 1232 + 3735 + 1340 = 6307 МВт·ч/год
= 1842 + 610 + 346,7= 2800 МВт·ч/год
= 6307 + 2800 = 9107 МВт·ч/год
= 0,01·9107 = 91,07 тыс. руб.
= 172 + 91,07 = 263,1 тыс. руб.
= 0,12·2715 + 263,1 = 589 тыс. руб.
Код
Uном
нагрузка
Генерация
P,мВт
Q,мВАр
P,мВт
Q,Мвар
3
10.
47.4
7.285
0.
0.
3
10.
33.
5.18
0.
0.
3
10.
20.
3.26
0.
0.
3
10.
7.
1.18
0.
0.
3
10.
6.6
1.038
0.
0.
3
10.
25.
3.9
0.
0.
3
35.
0.
0.
0.
0.
3
35.
0.
0.
0.
0.
3
110.
0.
0.
0.
0.
3
35.
0.
0.
0.
0.
3
110.
0.
0.
0.
0.
3
110.
0.
0.
0.
0.
3
110.
0.
0.
0.
0.
3
110.
0.
0.
0.
0.
1
110.
0.
0.
94.6
0.
0
115.5
0.
0.
0.
0.
R
X
G
B
Кt
< Kt
Начало
Конец
Ом
Ом
мкСм
мкСм
4
7
0.7
7.3
152.
937.2
0.314
0.
5
8
0.44
5.05
239.7
1322.
0.299
0.
7
10
9.275
9.362
0.
0.
0.
0.
8
10
7.003
9.635
0.
0.
0.
0.
6
9
2.19
43.35
314.
1851.
0.096
0.
9
13
10.29
10.674
0.
-245.2
0.
0.
13
16
6.693
11.477
0.
-286.
0.
0.
2
12
1.27
29.95
489.8
3174.6
0.091
0.
12
15
4.532
9.613
0.
-247.2
0.
0.
12
13
2.993
5.133
0.
-127.9
0.
0.
3
14
2.19
43.35
314.
1851.
0.096
0.
14
15
9.275
9.622
0.
-221.
0.
0.
1
11
0.25
6.8
925.62
7289.25
0.096
0.
10
11
0.25
0.
75.56
595.04
0.335
0.
11
13
0.25
11.0
0.
0.
0.
0.
P, мВт
Q, мВАр
I
U
б
∆U
расчёт
задано
расчёт
кА
кВ
град.
кВ
11
-47.4
-7.3
2.764
.681
-47.4
-47.4
-7.3
-7.3
10.0
-13.3
12
-33.0
-5.2
2.026
.380
-33.0
-33.0
-5.2
-5.2
9.5
-15.1
14
-20.0
-3.3
1.152
.136
-20.0
-20.0
-3.3
-3.3
10.2
-17.1
7
-7.0
-1.2
0.406
.479
-7.0
-7.0
-1.2
-1.2
10.1
-16.9
8
-6.6
-1.0
0.390
.281
-6.6
-6.6
-1.0
-1.0
9.9
-15.9
9
-25.0
-3.9
1.508
.842
-25.0
-25.0
-3.9
-3.9
9.7
-15.1
4
7.0
1.6
0.128
.479
10
-7.0
-1.6
0.128
.504
0.0
0.0
0.0
0.0
32.7
-14.1
5
6.6
1.4
0.117
.281
10
-6.6
-1.4
0.117
.831
0.0
0.0
0.0
0.0
33.3
-14.2
6
25.2
6.8
0.145
.842
13
-25.2
-6.8
0.145
.080
0.0
0.0
0.0
0.0
103.8
-9.2
7
7.5
2.1
0.128
.504
8
6.9
1.8
0.117
1.831
11
-14.4
-3.9
0.245
0.035
0.0
0.0
0.0
0.0
35.2
-11.6
1
47.5
9.5
0.267
.681
10
14.5
4.6
0.084
.035
13
-62.1
-14.1
0.350
.818
0.0
0.0
0.0
0.0
105.0
-11.6
2
33.2
8.5
0.185
.380
13
15
31.4
-44.2
0.365
3.000
9
25.8
4.7
0.142
.080
11
62.2
18.1
0.350
1.818
12
55.6
-35.2
0.356
.157
16
-143.6
12.3
0.379
.657
0.0
0.0
0.0
0.0
106.8
-8.1
3
20.1
5.1
0.111
.136
15
-20.1
-5.1
0.111
.074
0.0
0.0
0.0
0.0
107.9
-12.8
12
-30.4
43.2
0.351
.000
14
30.4
2.8
0.108
.074
94,6
94,6
5.9
110.0
-12.0
13
51,2
5.1
0.379
.657
51,2
5.1
115.5
0.0
Код
Uном
нагрузка
Генерация
P,мВт
Q,мВАр
P,мВт
Q,Мвар
3
10.
15,8
7,2
0.
0.
3
10.
6,6
3,2
0.
0.
3
10.
2,0
0,911
0.
0.
3
10.
1,4
0,6
0.
0.
3
10.
2,2
1,066
0.
0.
3
10.
2,5
1,06
0.
0.
3
35.
0.
0.
0.
0.
3
35.
0.
0.
0.
0.
3
110.
0.
0.
0.
0.
3
35.
0.
0.
0.
0.
3
110.
0.
0.
0.
0.
3
110.
0.
0.
0.
0.
3
110.
0.
0.
0.
0.
3
110.
0.
0.
0.
0.
1
110.
0.
0.
20.
0.
0
112.2
0.
0.
0.
0.
R
X
G
B
Кt
< Kt
Начало
Конец
Ом
Ом
мкСм
мкСм
4
7
0.7
7.3
152.
937.2
0.314
0.
5
8
0.44
5.05
239.7
1322.
0.299
0.
7
10
9.275
9.362
0.
0.
0.
0.
8
10
7.003
9.635
0.
0.
0.
0.
6
9
2.19
43.35
314.
1851.
0.096
0.
9
13
10.29
10.674
0.
-245.2
0.
0.
13
16
6.693
11.477
0.
-286.
0.
0.
2
12
1.27
29.95
489.8
3174.6
0.091
0.
12
15
4.532
9.613
0.
-247.2
0.
0.
12
13
2.993
5.133
0.
-127.9
0.
0.
3
14
2.19
43.35
314.
1851.
0.096
0.
14
15
9.275
9.622
0.
-221.
0.
0.
1
11
0.25
6.8
925.62
7289.25
0.096
0.
10
11
0.25
0.
75.56
595.04
0.335
0.
11
13
0.25
11.0
0.
0.
0.
0.