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.

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.

1.1 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 b_n = F(b_n).

Нормативное значение ежегодной надежности F(b_Э) можно рассчитать по формуле (1.2)

F(b_Э) = 1 – 1/Т_Н                                                                    (1.2)

где b_Э - нормативная толщина стенки гололеда для высоты 10 м над поверхностью земли по ПУЭ; Т_Н -средний нормированный в гл. 2.5 ПУЭ период превышения b_Э лет; 1/Т_Н - частота превышения b_Э в 1 год. В гл. 2.5 ПУЭ 7-го издания нормировано Т_Н 1 раз в 25 лет, которому соответствует ежегодная надежность F(b_Э25) =0,96

По функции распределения значений b_n по графику в координатах lnb_n, lnln[F(b_n)], соответствующих второму предельному закону распределения экстремальных в год значений b_n, для нормированного значения F(b_Э) определяется нормированное значение b_Э.

Далее, для группы метеостанций, расположенных на территории энергосистемы в сходных условиях рельефа местности, строится график регрессионной зависимости b_Э = f(H), где Н - отметка высоты места расположения площадки метеостанции. По значениям b_Э25 на метеостанции в пределах, регламентированных гл. 2.5 ПУЭ, определяется диапазон значений Н_н1 и Н_н2, по которым на карте проводят границы территорий, на которых надо при проектировании ВЛ принимать в расчетах на прочность данное нормативное значение b_Э в миллиметрах.

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 b_Э имеет ежегодную надежность F(b_Э) = 0,96 и на этой территории значение b_Э может быть превышено в среднем 1 раз в течение 25 лет.

Ежегодная надежность b_Э по [1] практически относится только к площадкам метеостанций, на каждой из которых значения b_Э были (и будут) обусловлены независимыми случайными атмосферными процессами, имевшими место в разные годы на этой территории.

Проведенный анализ показывает, что по [1] не представляется возможным с использованием интегральных статистических функций распределения b_n для нескольких метеостанций выделить территорию между этими метеостанциями и на периферии, где бы нормативное значение b_Э25 соответствовало бы его ежегодной надежности F(b_Э) = 0,96. 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.

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

0,95I²R₀(1+ρt_п)τ = (С_раР_а+ С_рстР_ст)(t_п – t_в) + εC₀T⁴Sτ + 1,1(t_п – t_в)τ (1.3)

где I – сила тока; R₀ – 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; t_в - температура провода при отсутствии электрического тока, принимаемая равной температуре воздуха; t_п - минимальная температура провода, необходимая для предотвращения гололедообразования; τ - время нагрева провода; (С_раР_а+ С_рстР_ст)(t_п – t_в) - энергия, затраченная на нагрев провода до t_п; εC₀T⁴S - мощность излучения с поверхности провода, причем Т измеряется в Кельвинах (1 К = 273°С ± t); 1,1(t_п – t_в) - потери мощности при вынужденной конвекции.

Из уравнения (1.3) определяется время τ, необходимое для нагрева голого сухого провода до t_n при температуре воздуха t_в.

В дальнейшем расчеты выполнены для провода АС 120/19.

Результаты расчетов для провода АС 120/19 при условиях t_n = +2°С, t_в = - 5°С, V=2м/с, V=5м/с, V=10м/c приведены в приложении 1(табл. П1.1.).

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 t_n в установившемся режиме для сухого голого провода АС 120/19 при t_в = -5°С. Результаты в приложении 1(табл. П1.2).

Из результатов расчета t_n, 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 t_n = +2°C электрическим током 400 А, минимальна и составляет 34,8 кВт/км, а при 500 А - около 55 кВт/км.

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 t_B 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.

Баланс энергии в режиме непрерывной плавки для удаления гололеда в заданный отрезок времени определяется следующим уравнением:

0,95I²R₀τ = С_рл G_н(t₀ – t₁)/2 + С_рл J_пл(t₀ – t_в) + J_пл +

+ εC₀T⁴Sτ + 1,1(t₁ – t_в)                                                (1.4)

где G_н – плотность гололеда; J_пл – вес 1 м расплавляемого гололеда; С_пл – скрытая теплота плавления гололеда; С_рл – удельная теплоемкость гололеда.

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 t_п = 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:

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 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:

0,95I²R₀τ = (С_раР_а+ С_рстР_ст)(t_п – t_в) + 0,5·1,1(t_п – t_в)τ             (1.5)

где 0,5·1,1(t_п – t_в)τ – затраты энергии на конвекцию с поверхности голого провода.

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

0,95I²R₀τ = С_рлJ’_пл(– t_в) +С_плJ’_пл + 0,5·1,1( – t_в/2)τ               (1.6)

где J’_пл – вес слоя гололеда толщиной 1 – 1,5 мм на длине 1 м.

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 = 0°С, когда происходит плавление гололедной пленки с последующим опаданием гололедного отложения.

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].

2.1 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=1020 МВт;

наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Р_п/ст =520 МВт;

оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Р_резерв =320 МВт

наметим следующие варианты схемы участков электропередачи (т. к. проектируемая сеть располагается в Западной Сибири, то возможно использование только напряжения 500 кВ):

Рис 2.1. Вариант 1 схемы участков электропередачи

Рис 2.2. Вариант 2 схемы участков электропередачи

Выберем сечения проводов электропередачи.

Вариант 1

Линия 500 кВ длиной 510 км (две цепи)

I_расч = P_{max. л.}/(N∙√3∙U_ном∙cosφ)

I_расч = 1020_./(2∙√3∙500∙0,98) = 613 А

F_расч = I_расч/(n∙j_расч)

F_расч = 613/(3∙1) = 205 мм²

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66.

I_доп = 3∙680 = 2040 А

2040 > 2∙613=1226,

значит провод по нагреву проходит

Линия 500 кВ длиной 380 км (одна цепь)

I_расч = P_{max. л.}/(N∙√3∙U_ном∙cosφ) = (P₀ – Р_пс)_./(N∙√3∙U_ном∙cosφ)

I_расч = 500_./(1∙√3∙500∙0,98) = 589 А

F_расч = I_расч/(n∙j_расч)

F_расч = 589 /(3∙1) = 196 мм²

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66.

I_доп = 3∙680 = 2040 А

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)

I_расч = P_{max. л.}/(N∙√3∙U_ном∙cosφ) = (P₀ – Р_пс)_./(N∙√3∙U_ном∙cosφ)

I_расч = 500_./(2∙√3∙500∙0,98) = 295 А

F_расч = I_расч/(n∙j_расч)

F_расч = 295 /(3∙1) = 98,2 мм²

Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ 300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66.

I_доп = 3∙680 = 2040 А

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%): Р_расч = 1,01∙1020 = 1032МВт. Выбираем 4 гидрогенератора

СВФ 730/230 – 24.

S_ном.г= 306 МВА, Р_{ном. г} = 260 МВт, U _ном = 15,75 кВ, cosφ =0,85, Х_d = 1,31,

Х’_d = 0,44 , Х”_d = 0,3.

Располагаемая мощность ГЭС равна 1040 МВт.

С учётом подключения одного генератора к блочному трансформатору выбираем четыре ТДЦ 400000/500 со следующими номинальными параметрами:

 S_{ном. тр} = 400 МВА, U_{вн ном} = 525 кВ, U_{нн ном} = 15,75 кВ,

Δ Р_к = 0,8 МВт, ΔР_х = 0,35 МВт, R_т = 1,4 Ом, Х_т = 89,5 Ом.

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 = Р_п/ст/135 = 520/135 = 3,82, следовательно принимаем n = 4.

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 = 260/(1,73∙15,75∙ 0,85) = 11,2 кА

 ВВГ – 20 – 160

 U _ном = 20 кВ, I _ном = 20 кА, I _откл = 160 кА

ОРУ 500 кВ : I _max = 1020/(1,73∙500∙ 0,85) = 1,33 кА

 ВВМ – 500Б – 31,5

 U _ном = 500 кВ, I _ном = 2000 А, I _откл = 31,5 кА

ОРУ 220 кВ : I _max = 520/(1,73∙220∙ 0,98) = 1,4 кА

 ВВБ – 220Б – 31,5/2000У1

 U _ном = 220 кВ, I _ном = 2000 А, I _откл = 31,5 кА.

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_∑ +И_∑ +У,

где

Е_н = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений.

К_∑ - капиталовложения, И_∑ - издержки,У – ущерб от недоотпуска электроэнергии

К_∑ = К_л + К_п/ст.

К_л = К_о· ℓ, где Ко- удельная стоимость сооружения линий; ℓ – длина линии, км

К_п/ст = К_ору + К_тр + К_ку + К_пч

В расчете не учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. К_ку = 0

К_ору = К_орувн + К_орусн

К_тр- капиталовложение трансформаторов

К_пч – постоянная часть затрат

И_∑ = И_∑а.о.р.+ И_{∑потери э}

И_{∑.о.р а.}- издержки амортизацию, обслуживание и ремонт

И_{∑потери ээ} - издержки от потерь электроэнергии

И_∑а.о.р = И_а.о.р.л + И _{а.о р п/ст}

И_{∑потери ээ} =И_{потери ээВЛ} + И_{потери тр}

И_{а.о.р.вл} = а_л· к_л

а_л – ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.

И _{а.о р п/ст} = а _п/ст · К _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 = Е_н· К_å + И_å + У

З₁ = 0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.

З₂ = 0,12·37470 + 1642,5 = 6139 тыс. руб.

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

Рассчитаем параметры схемы замещения.

Линия 1

3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:

К_R = 1 - ℓ²·x₀·b₀/3 = 1 – 510²·0,31·3,97·10^-6/3 = 0,893

R_л1 = К_R∙ℓ∙r₀ = 0,893∙510∙0,034 = 15,49 Ом

К_Х = 1 - ℓ²·x₀·b₀/6 = 1 – 510²·0,31·3,97·10^-6/6 = 0,947

X_л1 = К_Х∙ℓ∙x₀ =0,947∙510∙0,31 = 149,665 Ом

К_В =

В_л1 = К_В∙ℓ∙b₀ =1,043∙510∙3,97∙10^–6 = 2,111∙10^–3 См

Линия 2

3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:

К_R = 1 - ℓ²·x₀·b₀/3 = 1 – 380²·0,31·3,97·10^-6/3 = 0,941

R_л2 = К_R∙ℓ∙r₀ = 0,941∙380∙0,034 = 12,155 Ом

К_Х = 1 - ℓ²·x₀·b₀/6 = 1 – 380²·0,31·3,97·10^-6/6 = 0,97

X_л2 = К_Х∙ℓ∙x₀ =0,97∙380∙0,31 = 114,31 Ом

К_В =

В_л2 = К_В∙ℓ∙b₀ =1,023∙510∙3,97∙10^–6 = 1,543∙10^–3 См

2.4.1 Расчет режима наибольшей передаваемой мощности

Параметры элементов схемы замещения:

ЛЭП 1: R₁ = 15,49/2 = 7,745 Ом; Х₁ = 149,665/2 = 74,83 Ом;

 Y₁ = 2·2,111·10^{-3 См} ΔР_К1 = 8·510·2/1000 = 8,16 МВт

ЛЭП 2: R₂ = 12,155 Ом; Х₂ = 114,31 Ом;

 Y₂ = 1,153·10^{-3 См} ΔР_К2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ГЭС: Х_t1 = 89,5/4 = 22,375 Ом

Трансформатор ПС: Х_t2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Х_tн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

Найдем натуральную мощность

Z_c =  Ом

Р_нат = 2·500²/279,438 = 1,789·10³ >Р₀ = 1020 МВт передаваемая мощность меньше натуральной.

Зададимся несколькими значениями напряжения U₂ 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.

Z₁ = R₁ + jX₁ = 7.745 + j74.83; |Z₁| = 75.23 Ом

Y₁₁ = Y₁₂ = 1/|Z₁| = 0.013

α₁₁ = α₁₂ =arcsin(R₁/|Z₁|) = arcsin(7.745/75.23) = 5.91º

δ₁ =

Q’_л1 = U₁²· Y₁₁·cos α₁₁ - U₁· U₂ ·Y₁₁·cos (δ₁ - α₁₂) = 51,4 МВар

Q_л1 = Q’_л1 - U₁²· Y₁/2 = 51,4 – 500² ·4,22·10^-3 /2 = -476,4 МВар

Р’_л1 = Р₀ - ΔР_К/2 = 1020 – 8,16/2 = 1016 МВт

U_г =  = 14.36кВ

U_г мало, поэтому устанавливаем 3 группы реакторов 3хРОДЦ-60

Q_p = 3·180·(U₁/525)² = 489.8 МВАр

Q_л1 = Q_л1 + Q_p = 13,4 МВАр

U_г =  = 15.02 кВU_{г доп} = (14,96 – 16,54) кВ

сosφ_г = = 0,995

ΔР_л1 =  МВт

ΔQ_л1 =  МВAp

P”_л1 = Р’_л1 – ΔР_л1 = 1016 – 32.06 = 983.86 МВт

Q”_л1 = Q’_л1 – ΔQ_л1 = 51.38 – 309.73 = -258.38 МВАр

Р₂ = P”_л1 - ΔР_К1/2 = 983.86 – 8,16/2 = 979.78 МВт

Q₂ = Q”_л1 + U₂²· Y₁/2 = -258.38 + 500²·4,22·10^-3 /2 = 269.4 МВAp

P_сис = Р₂ – Р_пс = 979,78 – 520 = 459,78 МВт

Р_ат = Р_пс = 520 МВт

Q_сис = P_сис·tgφ_пс =459,78·tg(arccos(0.96))=93.36 МВAp

Q_ат = Q₂ – Q_сис =269,4 – 93,36 = 176,04 МВAp

Q’_ат = Q_ат - 176,04 - ·30.55= 139.21 МВAp

U’₂ = U₂ - Q_ат·X_t2 /U₂= 500 – 176.04·30.55/500 = 491,5 кВ

U_сн = U’₂·230/500 = 226,1 кВ

Р_н = 10 МВт

Р_атс = Р_пс - Р_н = 520 – 10 = 510 МВт

Q_атс = Р_атс· tgφ_пс =510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp

Q’_нн = Q’_ат - Q_атс = 139,21 – 148,75 = -9,54 МВAp

Q_нн = Q’_нн – (Q’_нн/ U’₂)²· X_tн2 = -9,56 МВAp

U_нн = (U’₂ - Q’_нн ·X_tн2 /U’₂)·(10.5/500) = 10.345 кВ

Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11.

р_н = 0,12 ; К_ск = 650/100 тыс. руб./Мвар; З” = 0.02 тыс. руб./(МВт·ч)

а_ск = 0,088 ; τ = 4253 час ; ΔР_л1 =32,05 МВт

приведенные затраты:

З = (а_ск + р_н)·|Q_нн|· К_ск + ΔР_л1· τ· З” = 2741 тыс. руб.

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 U_нн < 10.45 кВ, поэтому будем вести расчёт для напряжения U₂ =505 кВ.

Произведём расчёт линии Л – 2. Учитывая посадку напряжения на линии, устанавливаем две группы реакторов 3×РОДЦ – 60.

Р_л2 = P_сис - ΔР_К2/2 = 459,86 – 3,04/2 = 458,34 МВт

Q_p = 180·(U₁/525)² = 180·(505/525)² = 166,5 МВАр

Q’_л2 = Q_сис + U₂²· Y₂/2 – 2·Q_p = 93,36 + 505²·1,543·10^-3/2 – 2·166,5 = -42,96 МВАр

ΔР_л2 = = 10,1 МВт

ΔQ_л2 = 94,99 МВAp

P’_сис = Р_л2 – ΔР_л2 = 458,34 – 10,1 = 448,24 МВт

Q’_сис = Q’_л2 – ΔQ_л2 = -42,96 – 94,99 = -137,95 МВАр

U_сис =  = 524,44 кВ

Q”_сис = Q’_сис + U_сис²· Y₂/2 = -137,95 + 524,44²·1,543·10^-3/2 = 74,24 МВAp

сosφ_сис = cos(arctg) = 0,987

Произведём проверку режима:

1)     U_ННдоп^min = 10,45кВ <U_НН = 10,53 кВ < U_ННдоп^max=11,55кВ

2)     U_СН = 229,01≤ U_СНдоп^max= 253 кВ

3)     U_Гдоп^min=14,96 кВ < U_г = 14,97 кВ < U_Гдоп^max=16,54 кВ

4)      cosφ_гном = 0,997 > cosφ_гном = 0,85

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 = 15,49 Ом; Х₁ = 149,665 Ом;

Y₁ = 2,111·10^{-3 См} ΔР_К1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

ЛЭП 2: R₂ = 12,155 Ом; Х₂ = 114,31 Ом;

Y₂ = 1,153·10^{-3 См} ΔР_К2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ГЭС: Х_t1 = 89,5/2 = 44,75 Ом

Трансформатор ПС: Х_t2 = 61,1 Ом ; Х_tн2 = 113,5 Ом

Зададимся несколькими напряжениями 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 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.

Z₁ = R₁ + jX₁ = 15,49 + j149,665; |Z₁| = 150,46 Ом

Y₁₁ = Y₁₂ = 1/|Z₁| = 0.0066

α₁₁ = α₁₂ =arcsin(R₁/|Z₁|) = arcsin(15,49/150,46) = 5.91º

δ₁ = 10,5º

Q’_л1 = U₁²· Y₁₁·cos α₁₁ - U₁· U₂ ·Y₁₁·cos (δ₁ - α₁₂) = -3,5 МВар

Q_л1 = Q’_л1 - U₁²· Y₁/2 = -3,5 – 500² ·2,11·10^-3 /2 = -267,38 МВар

Р’_л1 = Р₀·0,3 - ΔР_К/2 = 1020·0,3 – 4,08/2 = 303,96 МВт

U_г =  = 14.18 кВ

U_г мало, поэтому устанавливаем 2 группы реакторов 3хРОДЦ-60

Q_p = 2·180·(U₁/525)² = 326,53 МВАр

Q_л1 = Q_л1 + Q_p = 59,15 МВАр

U_г =  = 15.16 кВ

сosφ_г = = 0,97

ΔР_л1 = 5,725 МВт

ΔQ_л1 = 55,32 МВAp

P”_л1 = Р’_л1 – ΔР_л1 = 303,96 – 5,725 = 298,235 МВт

Q”_л1 = Q’_л1 – ΔQ_л1 = -3,5 – 55,32 = -58,82 МВАр

Р₂ = P”_л1 - ΔР_К1/2 = 298,235 – 4,08/2 = 296,2 МВт

Q₂ = Q”_л1 + U₂²· Y₁/2 = -58,82 + 500²·2,11·10^-3 /2 = 205,05 МВAp

P_сис = Р₂ – Р_пс = 296,2 – 520·0,3 = 140,2 МВт

Р_ат = Р_пс = 520·0,3 = 156 МВт

Q_сис = P_сис·tgφ_пс =140,2·tg(arccos(0.96))=28,47 МВAp

Q_ат = Q₂ – Q_сис =205,05 – 28,47 = 176,58 МВAp

Q’_ат = Q_ат - 176,58 - ·61,1= 163,02 МВAp

U’₂ = U₂ - Q_ат·X_t2 /U₂= 500 – 176.58·61,1/500 = 480,08 кВ

U_сн = U’₂·220/500 = 220,84 кВ

Р_н = 10 МВт

Р_атс = Р_пс - Р_н = 156 – 10 = 146 МВт

Q_атс = Р_атс· tgφ_пс =146·tg(arccos(0.96))=42,58 МВAp

Q’_нн = Q’_ат - Q_атс = 163,02 – 42,58 = 120,43 МВAp

Q_нн = Q’_нн – (Q’_нн/ U’₂)²· X_tн2 = 113,29 МВAp

U_нн = (U’₂ - Q’_нн ·X_tн2 /U’₂)·(10.5/500) = 9,48 кВ

Для повышения напряжения на низкой стороне ПС установим группу реакторов в конце 1-й линии.

Q_ат = Q₂ – Q_сис – 180·(U₂/525)²=205,05 – 28,47 – 163,26 = 13,32 МВAp

Q’_ат = Q_ат - 13,32 - ·61,1= 7,33 МВAp

U’₂ = U₂ - Q_ат·X_t2 /U₂= 500 – 13,32·61,1/500 = 499,1 кВ

U_сн = U’₂·220/500 = 229,6 кВ

Р_н = 10 МВт

Р_атс = Р_пс - Р_н = 156 – 10 = 146 МВт

Q_атс = Р_атс· tgφ_пс =146·tg(arccos(0.96))=42,58 МВAp

Q’_нн = Q’_ат - Q_атс = 7,33 – 42,58 = -35,25 МВAp

Q_нн = Q’_нн – (Q’_нн/ U’₂)²· X_tн2 = -35,82 МВAp

U_нн = (U’₂ - Q’_нн ·X_tн2 /U’₂)·(10.5/500) = 10,65 кВ

Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11.

р_н = 0,12 ; К_ск = 650/100 тыс. руб.; З” = 0.02 тыс. руб./(МВт·ч)

а_ск = 0,088 ; τ = 4253 час ; ΔР_л1 =5,725 МВт

приведенные затраты:

З = (а_ск + р_н)·|Q_нн|· К_ск + ΔР_л1· τ· З” = 542 тыс. руб.

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.

Р_л2 = P_сис - ΔР_К2/2 = 140,2 – 3,04/2 = 138,7 МВт

Q_p = 180·(U₂/525)² = 180·(500/525)² = 163,3 МВАр

Q’_л2 = Q_сис + U₂²· Y₂/2 – 2·Q_p = 28,47 + 500²·1,543·10^-3/2 – 2·163,3 = -105,2 МВАр

ΔР_л2 = = 1,5 МВт

ΔQ_л2 = 13,85 МВAp

P’_сис = Р_л2 – ΔР_л2 = 138,7 – 1,5 = 137,2 МВт

Q’_сис = Q’_л2 – ΔQ_л2 = -105,2 – 13,85 = -119,04 МВАр

U_сис =  = 523,9 кВ

Q”_сис = Q’_сис + U_сис²· Y₂/2 = -119,04 + 523,9²·1,543·10^-3/2 = 93,15 МВAp

сosφ_сис = cos(arctg) = 0,827

Произведём проверку режима:

1)     U_ННдоп^min = 10,45кВ <U_НН = 10,65 кВ < U_ННдоп^max=11,55кВ

2)     U_СН = 229,6≤ U_СНдоп^max= 253 кВ

3)     U_Гдоп^min=14,96 кВ < U_г = 15,16 кВ < U_Гдоп^max=16,54 кВ

 cosφ_гном = 0,97 > cosφ_гном = 0,85

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 = 1020 МВт, что больше натуральной мощности линии 500кВ, поэтому принимаем напряжение в начале линии U₁ = 1,05∙U_ном = 525 кВ; учтём УПК (Х_1(УПК) = 0,6·Х₁)

Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U₂ = 500 кВ.

Параметры элементов схемы замещения:

ЛЭП 1: R₁ = 15,49 Ом; Х₁ = 149,665·0,6 = 89,8 Ом;

Y₁ = 2,111·10^{-3 См} ΔР_К1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

ЛЭП 2: R₂ = 12,155 Ом; Х₂ = 114,31 Ом;

Y₂ = 1,153·10^{-3 См} ΔР_К2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ГЭС: Х_t1 = 89,5/4 = 22,375 Ом

Трансформатор ПС: Х_t2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Х_tн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

Z₁ = R₁ + jX₁ = 15,49 + j89,8; |Z₁| = 91,1 Ом

Y₁₁ = Y₁₂ = 1/|Z₁| = 0.011

α₁₁ = α₁₂ =arcsin(R₁/|Z₁|) = arcsin(15,49/150,46) = 5.91º

δ₁ = 19,86º

Q’_л1 = U₁²· Y₁₁·cos α₁₁ - U₁· U₂ ·Y₁₁·cos (δ₁ - α₁₂) = 144,4 МВар

Q_л1 = Q’_л1 - U₁²· Y₁/2 = 144,4 – 525² ·92,11·10^-3 /2 = -146,5 МВар

Р’_л1 = Р₀ - ΔР_К/2 = 1020 – 4,08/2 = 1018 МВт

U_г =  = = 15,563 кВ

сosφ_г = =

== 0,998

ΔР_л1 = 59,4 МВт

ΔQ_л1 = 344,4 МВAp

P”_л1 = Р’_л1 – ΔР_л1 = 1018 – 59,4 = 958,6 МВт

Q”_л1 = Q’_л1 – ΔQ_л1 = 144,4 – 344,4 = -200 МВАр

Р₂ = P”_л1 - ΔР_К1/2 = 958,6 – 4,08/2 = 956,5 МВт

Q₂ = Q”_л1 + U₂²· Y₁/2 = -200 + 500²·2,11·10^-3 /2 = 63,9 МВAp

P_сис = Р₂ – Р_пс = 956,5 – 520 = 436,5 МВт

Р_ат = Р_пс = 520 МВт

Примем : Q_сис = 100 МВAp

Q_ат = Q₂ – Q_сис =63,9 – (-100) = 163,9 МВAp

Q’_ат = Q_ат - 163,9 - ·30,55= 127,5 МВAp

U’₂ = U₂ – Q’_ат·X_t2 /U₂= 500 – 127,5·30,55/500 = 492,2 кВ

U_сн = U’₂·230/500 = 226,4 кВ

Р_н = 10 МВт

Р_атс = Р_пс - Р_н = 520 – 10 = 510 МВт

Q_атс = Р_атс· tgφ_пс =510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp

Q’_нн = Q’_ат - Q_атс = 127,5 – 148,75 = -21,2 МВAp

Q_нн = Q’_нн – (Q’_нн/ U’₂)²· X_tн2 = -21,3 МВAp

U_нн = (U’₂ - Q’_нн ·X_tн2 /U’₂)·(10.5/500) = 10,5 кВ

Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двух СК типа КСВБО-50-11.

Произведём расчёт линии Л – 2.

Р_л2 = P_сис - ΔР_К2/2 = 436,5 – 3,04/2 = 435 МВт

Q’_л2 = Q_сис + U₂²· Y₂/2 = -100 + 500²·1,543·10^-3/2 = 92,9 МВАр

ΔР_л2 = = 9,6 МВт

ΔQ_л2 = 90,5 МВAp

P’_сис = Р_л2 – ΔР_л2 = 435 – 9,6 = 425,4 МВт

Q’_сис = Q’_л2 – ΔQ_л2 = 92,9 – 90,5 = 2,4 МВАр

U_сис =  = 491,1 кВ

Q”_сис = Q’_сис + U_сис²· Y₂/2 = 2,4 + 491,1²·1,543·10^-3/2 = 187 МВAp

сosφ_сис = cos(arctg) = 0,91

Произведём проверку режима:

1)     U_ННдоп^min = 10,45кВ <U_НН = 10,5 кВ < U_ННдоп^max=11,55кВ

2)     U_СН = 226,4≤ U_СНдоп^max= 253 кВ

3)     U_Гдоп^min=14,96 кВ < U_г = 15,56 кВ < U_Гдоп^max=16,54 кВ

4)     cosφ_гном = 0,91 > cosφ_гном = 0,85

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 = 12,155 Ом; Х₂ = 114,31 Ом;

 Y₂ = 1,153·10^{-3 См} ΔР_К2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ПС: Х_t2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Х_tн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

Примем Р₃ = 1,05·Р_ПС = 546 МВт; Q₃ = 0

U_сис = 510 кВ

Р”_л2 = P₃ - ΔР_К2/2 = 546 – 3,04/2 = 544,5 МВт

Q”_л2 = U₂²· Y₂/2 = 500²·1,543·10^-3/2 = 208,6 МВАр

Определим значение реактивной мощности, при которой напряжение U₂ не будет превышать 500 кВ.

Q”_л2 =-13,3 МВАр

Устанавливаем в конце второй линии группу реакторов 3·РОДЦ-60

Q_p = 180·(U_сис/525)² = 180·(510/525)² = 169,8 МВАр

Q”_л2 = Q”_л2 – Q_p = 208,6 – 169,8 = 38,7 МВАр

ΔР”_л2 = = 13,9 МВт

ΔQ”_л2 = 130.9 МВAp

Р’_л2= Р”_л2 – ΔР”_л2 = 544.5 – 13,9 = 530,6 МВт

Q’_л2 = Q”_л2 – ΔQ”_л2 = 38,7 – 130,9 = -92,2 МВАр

U₂ =  = 488,3 кВ

Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.

Р_ат = Р’_л2 - ΔР_К2/2 = 530,6 – 3,04/2 = 529 МВт

Q_ат = Q’_л2 + U₂²· Y₂/2 = -92,2 + 488,3²·1,543·10^-3/2 = 91,8 МВАр

Q’_ат = Q_ат - = 54,8 МВАр

U’₂ = = 482,5 кВ

U_сн = U’₂ ·230/500 = 222 кВ

Р_н = 10 МВт

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

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

Q’_нн = Q’_ат - Q_атс = 54,8 – 151,4 = -96,6 МВAp

Q_нн = Q’_нн – (Q’_нн/ U’₂)²· X_tн2 = -98,9 МВAp

U_нн = (U’₂ - Q’_нн ·X_tн2 /U’₂)·(10.5/500) = 10,46 кВ

Оставшийся дефицит реактивной мощности покрывают два синхронных компенсатора установленных ранее.

U_нн = 10,46 < U^max_ск = 11,55 кВ.

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 = 488,3 кВ

U₂ = U₁/cos(β₀∙L) = 525/ cos(1,111∙10^–3∙510) = 622,25 кВ

Для уменьшения напряжения на открытом конце головного участка ставим реакторы в конце головной линии.

Определим необходимое количество этих реакторов:

U₁ = 525 кВ

Z_c =  Ом

β = Im= 1,111·10^-3 рад/км

А = cos(β·L₁) = 0,844

А_э = 525/488,3 = 1,075

В = Z_c ·sin(β·L₁) = 150.45

Y_ртреб = (А_э – А)/В = 1,538·10^{-3 См}

Y_р = 180/525² = 6,531·10^{-4 См}

N = Y_ртреб / Y_р = 2,35

Т. о. устанавливаем две группы реакторов 3∙РОДЦ – 60.

Тогда

U_2XX =  = 504.7 кВ

Что неравно напряжению на шинах промежуточной подстанции, питающейся от системы, поэтому уменьшим напряжение в начале линии за счет регулирования возбуждения генератора станции.

U_2XX =  = 490 кВ

Что равно напряжению на шинах промежуточной подстанции.

Определим возможность существования такого режима для генератора.

ЛЭП 1: R₁ = 15,49 Ом; Х₁ = 149,665Ом;

 Y₁ = 2,111·10^{-3 См} ΔР_К1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

Трансформатор ГЭС: Х_t1 = 89,5 Ом

Q_p = 180·(U_2ХХ/525)² = 180·(490/525)² = 147,9 МВАр

Q”_л1 =2·Q_p - U_2ХХ²· Y₁/2 =2·147,9 - 490²·2,111·10^-3/2 = 56,7 МВАр

Q’_л1 =Q”_л1 + (Q”_л1/U’_2XX)²· X₁ = 58.9 МВAp

U₁ = 510 кВ

Q_л1 = Q’_л1 – U₁²· Y₁/2 =58,9 - 510²·2,111·10^-3/2 = -215,6 МВАр

Для уменьшения U_г ставим в начале головной линии группу реакторов 3∙РОДЦ – 60.

Q_л1 = Q_л1 + Q_p = -215,6 + 147,9 = -67,7 МВАр

U_г =  = 15,132 кВ

Q_г =Q_л1 + (Q_л1/U₁)²· X_t1 = -66,3 МВAp

I_г = = -2,53 А

I_гном = = 9,531 А

I_г = 2,53 кА < I_{г ном} = 9,531 кА

Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Х_с = (j·Y₁/2)^-1 = -j947.4 Ом

Х_р = j·525²/Q_р = j1864 Ом

Z₁ = R₁ + jX₁ + Х_с· Х_р/( Х_с+ Х_р) = 15.49 – j1777 Ом

Z_внеш = Z₁· Х_с /( Z₁+ Х_с) = 1,87 – j618 Ом

X_d = j·1.31·500²/306 = 1070 Ом

Z_вн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.

Т.к. X_d= 1070 Ом < X_вн = 1777 Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.

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, P_C берем из предыдущего режима:

U₂=488,3 кВ, P_CИС=529 МВт

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

Необходимо, чтобы U_1хх ≤ 525 кВ.

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

Z_c =  Ом

β = Im= 1,111·10^-3 рад/км

А = cos(β·L₁) = 0,844

А_э = 488,3 / 525= 0,914

В = Z_c ·sin(β·L₁) = 150.45

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

Y_р = 180/525² = 6,531·10^{-4 См}

N = Y_ртреб / Y_р = 0,7

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

Тогда

U_1XX =  = 518,4 кВ

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

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

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

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

P_сис = Р_пс = 529 МВт

Q_сис = 91,8 МВAp

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

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

Установим две группы реакторов 3∙РОДЦ – 60

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

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

U_сн = U’₂·220/500 = 221,8 кВ

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

Р_н = 10 МВт

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

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

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

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

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

Необходима установка двух СК типа КСВБ0-50-11.

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

Таблица 2.1.

Размещение КУ

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

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 Р_ИП сети до реконструкции, наибольшая мощность ИП1:

Р_ИП1 = 90,6 МВт

Рассчитаем наибольшую активную мощность балансирующего источника питания ИП2(без учета потерь):

Р_ИП2 = Р_∑Зmax – Р_ИП1 = 139 – 90,6 = 48,4 МВт

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

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  - потребная реактивная мощность,

  - суммарная реактивная максимальная мощность нагрузки,

  - потери реактивной мощности в линиях,

  - потери реактивной мощности в трансформаторах,

  - зарядные мощности линий.

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 cosφ_{ср. взв}

Таблица 3.2

Расчет желаемой реактивной мощности в пунктах

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 S_{ТР.РАСЧ.} мощностью.

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 К_2доп , если К_2доп < К₂ , то по нагрузочной способности трансформатор не проходит.

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 = 0,12·2653 + 222,63 = 541 тыс. руб.

З₂ = 0,12·2715 + 263,1 = 589 тыс. руб.

Подробно результаты расчета представлены в приложении 9.

Оценим разницу в % : |З₁ – З₂| / З₁ = (589-541) /541 = 0,089 = 8,9%

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.

 ,где

N-число цепей линии, Ro (Ом/км) -погонное активное сопротивление линии,

Хо (Ом/км) - погонное индуктивное сопротивление линии,

Во (См/км 10^-4)- погонная проводимость линии,

L(км)-длина линии

При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивление необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза.

Рис.3.1 Схема замещения электрической сети

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 (E\RUR\rur.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 -модуль и аргумент коэффициента трансформации.

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

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

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

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

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

При этом коэффициент трансформации считается по формуле:

X-шаг(отпайка) изменения напряжения с помощью РПН, n-количество отпаек.

Изменённый коэффициент трансформации вводится для повторного расчёта режима на ЭВМ.

Таблица 3.8

Результаты расчёта установившегося режима после регулирования

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 трёх 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.

4.1 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 = Е_н· К_å + И_å

К_å = К _л1 + К _л2 + К_ГЭС + К_П/СТ

1) К_л1 = 2·к_0(300))· ℓ₁ = 2·49,3∙510 = 50286 тыс. руб.

2) К_л2 = к_0(300))· ℓ₂ = 49,3∙380 = 18734 тыс. руб.

3) К_ГЭС = К_орувн + К_тр + К _пч

 К_орувн = 9·260 = 2340 тыс. руб.

 К_тр = 4∙493 = 1972 тыс. руб.

 К_пч = 4100 тыс. руб.

 К_ГЭС = 2340 + 1972+ 4100 = 8412 тыс. руб.

4) К_П/СТ = К_{ОРУ ВН} + К_{ОРУ СН} + К_ТР + К _пч + К_КУ

К_{ОРУ ВН} = 260∙6 =1560 тыс. руб.

К_{ОРУ СН} = 110∙8 =880 тыс. руб.

К_ТР = 2∙1260 = 2520 тыс. руб.

К _пч = 4100 тыс. руб.

К_КУ = К_Р + К_СК

К_КУ = 380∙9 + 1150 = 4570 тыс. руб.

К_П/СТ = 1560 + 880 + 2520 + 4100 + 4570 = 13630 тыс. руб.

Тогда К_å = 50286 +18734+ 8412 + 13630 = 91062 тыс. руб.

И_å =И_{å а.о.р.} + И_{å потери ээ}

И_{å а.о.р.} = И_{å а.о.р.вл} + И_{å а.о.р.ору вн ГЭС} + И_{å а.о.р.п/ст}

И_{å а.о.р.вл} = 0,028·(50286 +18734)= 1932,6 тыс. руб.

И_{å а.о.р. ГЭС} = 0,078·8412 = 656,1 тыс. руб.

И_{å а.о.р.п/ст} = 0,084∙13630 = 1145 тыс. руб.

И_{å а.о.р} = 1932,6 + 656,1 + 1145 = 3733,7 тыс. руб.

И_{потери ээ Σ} = И_{потери ээ ВЛ} + И_{потери ээ тр}

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:

 а) в линии 1:

ΔW_л1 = ΔР _л1· τ _л1 · α _t, где α _t, = 1

 ΔP _л1= (S²_мах/ U²_ном )∙R_л = 1059² /500² ·0,034·510/2 = 29 МВт

 W_год = 5,843∙10⁶ МВт·ч

 Т_мах = W_год/Р_мах = 5,843∙10⁶/1020 =5728 час.

 τ _л1= (0,124 + 5728/10000)² ·8760 = 4253 час

 ΔW _л1= 29 · 4253 = 123300 МВт·ч

 ΔW_{кор л1} = 2∙70∙510 = 70000 кВт·ч

 З^I = 2 коп/(кВт∙час), З^II = 1,75 коп/(кВт∙час)

 И_{потери ээ ВЛ}= З^I∙ΔW_л1 + З^II∙ΔW_{кор л1} = 2∙10^-2∙123300+ 1,75∙10^-2∙70 = 2467 тыс. руб.

 б) в линии 2:

 ΔW_л1 = ΔР _л1· τ _л1 · α _t, где α _t, = 1

 ΔP _л1= (S²_мах/ U²_ном )∙R_л = 519,2² /500² ·0,034·380 = 21,6 МВт

 W_год = 5,843∙10⁶ МВт·ч

 Т_мах = W_год/Р_мах = 5,843∙10⁶/1020 =5728 час.

 τ _л1= (0,124 + 5728/10000)² ·8760 = 4253 час

 ΔW _л1= 21,6 · 4253 = 91865 МВт·ч

 ΔW_{кор л1} = 2∙70∙380 = 53200 кВт·ч

 З^I = 2 коп/(кВт∙час), З^II = 1,75 коп/(кВт∙час)

 И_{потери ээ ВЛ}= З^I∙ΔW_л1 + З^II∙ΔW_{кор л1} = 2∙10^-2∙91865+ 1,75∙10^-2∙53,2 =

 1838 тыс. руб.

Тогда И_{потери ээ ВЛ} = И_{потери ээ ВЛ1} + И_{потери ээ ВЛ2} =2467 + 1838 =4305 тыс. руб.

2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах

 а) в трансформаторах ГЭС 500/10:

И_{потери ээ тр} = З^I∙ΔР _к.з(S_нг.мах./S_ном.т)².τ _т + З^II∙ΔР _х.х ·8760

И_{потери ээ тр} = 2∙10^-2∙∙0,121(2346_./1251)²∙4129,6 + 1,75∙10^-2∙4∙0,42 ·8760 =

365,32 тыс. руб.

б) в трансформаторах промежуточной подстанции 500/220/10:

И_{потери ээ тр п/ст} = З^I∙ΔР _к.з(S_нг.мах./S_ном.т)².τ _т + З^II∙ΔР _х.х ·8760

И_{потери ээ 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.

И_{потери ээ тр} = И_{потери ээ тр ГЭС} + И_{потери ээ тр п/ст} = 365,32 + 139,9 = 505,22 тыс. руб.

И_{потери ээ Σ} = И_{потери ээ ВЛ} + И_{потери ээ тр} = 4305 + 505,22 = 4810,22 тыс. руб.

И_∑ = И_∑а.о.р.+ И_{∑потери ээ}

И_∑ = 3733,7 + 4810,22 = 8543,92 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:

З = Е_н· К_å + И_å

З = 0,12· 91062+ 8543,92 = 19471,36 тыс. руб.

Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети: С = И_å /W_год

С = 8543,92 /5,843∙10⁶ = 1,46 руб./МВт·ч = 0,146 коп/кВт∙ч

4.2 Районная электрическая сеть

Аналогичные расчеты выполняем для районной сети. Расчеты представим в виде таблиц.

Таблица 4.1

Капиталовложения в линии

Таблица 4.2

Расчет капиталовложений в подстанции

Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:

К_Σ = К_л + К_пс = 5616 + 2244 = 7860 тыс. руб.

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).

К_{возврТ110} = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.

К_{возврТ35} = 83,6·(1 – 3,5·25/100) = 10,45 тыс. руб.

К_{возврQ35} = 9·2·(1 – 3,5·25/100) = 2,25 тыс. руб.

К_{возврВЛ35} = 920·(1 – 2·25/100) = 460 тыс. руб.

К_возврΣ = 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тыс. руб.

Тогда К_Σ = 7860 – 501,95 = 7358 тыс. руб.

Найдем суммарные издержки.

И_{а.о.р.ВЛ} = А_Л·К_Л = 0,028·5616 = 157 тыс. руб.

И_{а.о.р.ПС} = А_ПС·К_ПС = 0,094·2244 = 211 тыс. руб.

И_Σа.о.р. = И_{а.о.р.ВЛ} + И_{а.о.р.ПС} = 157 + 211 = 368 тыс. руб.

Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах

Таблица 4.3

Расчет потерь электроэнергии в линиях

Таблица 4.4

Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах

ΔW_ГОД.ВЛ =Σ ΔW_год.вл – годовые потери энергии во всех линиях

ΔW_ГОД.Т =Σ ΔW_год.т – годовые потери энергии во всех трансформаторах

ΔW_ГОД = ΔW_ГОД.ВЛ + ΔW_ГОД.Т – суммарные годовые потери энергии

ΔW_ГОД.ВЛ =15100 МВт·ч/год

ΔW_ГОД.Т = 4400 МВт·ч/год

ΔW_ГОД = 15100 + 4400 = 19500 МВт·ч/год

Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп = 0,01 тыс.руб/МВт·ч

И_{Σпотерь} = 0,01·19500 = 195 тыс. руб.

И_Σ = 368 + 195 = 583 тыс. руб.

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.

5.1 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

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

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 L_габ и наибольшая стрела провеса провода f_габ..

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 град^-1

Модуль упругости – 8,9×10³ даН/(м²)

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 град^-1

Модуль упругости – 20×10³ даН/(м²)

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.

Сопоставляя три заданные величины : наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р₀=1020 МВт; наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Р_п/ст = 520 МВт; оперативный резерв мощности, имеющийся в приём-ной системе Р_резерв = 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.

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

Таблица П1.2.

Температура провода

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

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Рис. П2.1. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи

Рис.П2.2. Схема электрических соединений для второго варианта электропередачи

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Расчет приведенных затрат:

Схема 1

З = Е_н· К_å + И_å + У

К_å = К_{å вл}

К_вл = к_о· L = к₀₍₃₀₀₎· ℓ₂ = 49,3∙380 = 18730 тыс. руб.

И_å =И_{å а.о.р.} + И_{å потери ээ}

И_{å а.о.р.вл} = 0,028·18730 = 524,5 тыс.руб

Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

ΔW_л1 = ΔР _л1· τ _л1· α _t, где α _t, = 1

ΔP _л1= S²_мах/ U²_ном · R_л = 519,2² /500²· (0,034·380) = 13,9 МВт

τ _л1= (0,124 + Т_мах./10000)² · 8760

W_год= 500∙3000+ 500∙0,7∙1000+ 500∙0,5∙3000+ 500∙0,3∙1760 = 2,864∙10⁶ МВт·ч

Т_мах = W_год/Р_мах = 2,864∙10⁶/500 =5728 час.

τ _л1= (0,124 + 5728/10000)² ·8760 = 4253 час

ΔW _л1= 13,9 · 4253 = 59260 МВт·ч

ΔW_{кор л1} = 70∙380 = 26600 МВт·ч

З^I = 2 коп/(кВт∙час), З^II = 1,75 коп/(кВт∙час)

И_{потери ээ ВЛ}= З^I∙ΔW_л1 + З^II∙ΔW_{кор л1} =

= 2∙10^-2∙59260 + 1,75∙10^-2∙26600 = 1651 тыс. руб.

 Тогда

И_∑ = И_∑а.о.р.+ И_{∑потери ээ} = 524,5 + 1651 = 2175,5 тыс. руб.

У = ω∙Т_в∙(Р_нб – Р_рез )∙ε_н∙У_ов

ω = 0,2∙10^-2∙380 = 0,76

ε_н = (Р_нб – Р_рез )/Р_нб = (500 – 320)/500 = 0,36

Т_в = 1,7∙10^-3

У_ов = 4,5 тыс. руб./кВт.

У = 0,76∙1,7∙10^-3∙(500 – 320)∙0,36∙4,5∙1000 = 377 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны:

З = Е_н· К_å + И_å + У

З₁ = 0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.

Схема 2

З = Е_н· К_å + И_å

К_å = К_{å вл}

К_вл = к_о· L = к₀₍₃₀₀₎· ℓ₂ = 2·49,3∙380 = 37470 тыс. руб.

И_å =И_{å а.о.р.} + И_{å потери ээ}

И_{å а.о.р.вл} = 0,028·37470 = 1049 тыс.руб

Определим издержки на потери электроэнергии в линии:

ΔW_л1 = ΔР _л1· τ _л1· α _t, где α _t, = 1

ΔP _л1= S²_мах/ U²_ном · R_л = 519,2² /500²· (0,034·380)/2 = 6,966 МВт

Т_мах = 5728 час; τ _л1= 4253 час

ΔW _л1= 6,966 · 4253 = 29630 МВт·ч

ΔW_{кор л1} = 2·70∙380 = 53200 МВт·ч

З^I = 2 коп/(кВт∙час), З^II = 1,75 коп/(кВт∙час)

И_{потери ээ ВЛ}= З^I∙ΔW_л1 + З^II∙ΔW_{кор л1} =

= 2∙10^-2∙29630 + 1,75∙10^-2∙53200 = 593,5 тыс. руб.

Тогда

И_∑ = И_∑а.о.р.+ И_{∑потери ээ} = 1049 + 593,5 = 1642,5 тыс. руб.

И тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:

З₂ = 0,12·37470 + 1642,5 = 6139 тыс. руб.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Таблица П4.1

Зависимость затрат от величины напряжения на промежуточной подстанции в режиме НБ

Таблица П4.2

Зависимость затрат от величины напряжения на промежуточной подстанции в режиме НМ

Таблица П5.1

Суммарный график нагрузки пунктов для зимы

Таблица П5.2

Суммарный график нагрузки пунков для лета

Рис. П5.2. Суммарный график нагрузок пунктов 1-6 для лета

Таблица П5.3

Суммарный график реактивной мощности пунктов для зимы

Рис. П5.3. Суммарный график реактивной мощности пунктов 1-6 для зимы

Таблица П5.4

Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для лета

Рис. П5.4. Суммарный график реактивной мощности пунктов 1-6 для лета

Таблица П5.5

Выбор компенсирующих устройств

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

Таблица П6.2.

Предварительный выбор напряжения для варианта 2

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

Таблица П7.1.

Выбор сечений проводов для варианта 1

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

ПС6: нагрузка пункта 6.

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

Таблица П8.2

Выбор трансформаторов для варианта 2

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

Вариант 1

Результаты расчета капиталовложений в линии варианта №1 сведем в таблицу.

Таблица П9.1

Капиталовложения в линии для варианта 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.

К_ОРУ = К_ОРУНН + К_ОРУСН + К_ОРУВН

К_ОРУНН – капитальные вложения в ОРУ НН (не учитываются)

К_ОРУСН – капитальные вложения в ОРУ СН ( табл. 9.14. [2])

К_ОРУВН – капитальные вложения в ОРУ ВН ( табл. 9.14. [2])

К_Т – капитальные вложения в трансформатор ( табл. 9.19. [2]), для двухтрансформаторной подстанции вложения удваиваем.

К_П.Ч. – постоянная часть затрат по подстанции ( табл. 9.35. [2])

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

Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:

К_Σ = К_л + К_пс = 1678 + 1074,3 = 2752,3 тыс. руб.

Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110.

К_возвр = К_о(1 – а_р·t/100)

К_о – первоначальная стоимость оборудования

а_р – норма амортизационных отчислений на реновацию, %

t – продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа

К_возвр = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.

Тогда К_Σ = 2752,3 – 29,25 = 2723,05 тыс. руб.

И_{а.о.р.ВЛ} = А_Л·К_Л = 0,028·1678 = 47 тыс. руб.

И_{а.о.р.ПС} = А_ПС·К_ПС = 0,094·1074,3 = 94,4 тыс. руб.

И_Σа.о.р. = И_{а.о.р.ВЛ} + И_{а.о.р.ПС} = 47 + 94,4 = 141,4 тыс. руб.

Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах.

Таблица П9.3

Расчет потерь электроэнергии в линиях для варианта 1

Таблица П9.4

Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах для варианта 1

ΔW_ГОД.ВЛ =Σ ΔW_год.вл – годовые потери энергии во всех линиях

ΔW_ГОД.Т =Σ ΔW_год.т – годовые потери энергии во всех трансформаторах

ΔW_ГОД = ΔW_ГОД.ВЛ + ΔW_ГОД.Т – суммарные годовые потери энергии

ΔW_ГОД.ВЛ = 1232 + 3735 +1340 = 5307 МВт·ч/год

ΔW_ГОД.Т = 1842 + 610 + 363,9 = 2816 МВт·ч/год

ΔW_ГОД = 5307 + 2816 = 8123 МВт·ч/год

Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп = 0,01 тыс.руб/МВт·ч

И_{Σпотерь} = 0,01·8123 = 81,23 тыс. руб.

И_Σ = 141,4 + 81,23 = 222,63 тыс. руб.

З₁ = 0,12·2653 + 222,63 = 541 тыс. руб.

Аналогично произведем расчет для второго варианта.

Таблица П9.5

Капиталовложения в линии для варианта 2

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

Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:

К_Σ = К_л + К_пс = 1976 + 1240,6 = 3216,6 тыс. руб.

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.

К_{возврТ110} = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.

К_{возврТ35} = 83,6·(1 – 3,5·25/100) = 10,45 тыс. руб.

К_{возврQ35} = 9·2·(1 – 3,5·25/100) = 2,25 тыс. руб.

К_{возврВЛ35} = 920·(1 – 2·25/100) = 460 тыс. руб.

К_возврΣ = 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тыс. руб.

Тогда К_Σ = 3216,6 – 501,95 = 2715 тыс. руб.

Найдем суммарные издержки.

И_{а.о.р.ВЛ} = А_Л·К_Л = 0,028·1976 = 55,3 тыс. руб.

И_{а.о.р.ПС} = А_ПС·К_ПС = 0,094·1240,6 = 116,6 тыс. руб.

И_Σа.о.р. = И_{а.о.р.ВЛ} + И_{а.о.р.ПС} = 55,3 + 116,6 = 172 тыс. руб.

Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах

Таблица П9.7

Расчет потерь электроэнергии в линиях для варианта 2

Таблица П9.8

Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах для варианта 2

ΔW_ГОД.ВЛ =Σ ΔW_год.вл – годовые потери энергии во всех линиях

ΔW_ГОД.Т =Σ ΔW_год.т – годовые потери энергии во всех трансформаторах

ΔW_ГОД = ΔW_ГОД.ВЛ + ΔW_ГОД.Т – суммарные годовые потери энергии

ΔW_ГОД.ВЛ = 1232 + 3735 + 1340 = 6307 МВт·ч/год

ΔW_ГОД.Т = 1842 + 610 + 346,7= 2800 МВт·ч/год

ΔW_ГОД = 6307 + 2800 = 9107 МВт·ч/год

Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп или 0,01 тыс.руб/МВт·ч

И_{Σпотерь} = 0,01·9107 = 91,07 тыс. руб.

И_Σ = 172 + 91,07 = 263,1 тыс. руб.

З₂ = 0,12·2715 + 263,1 = 589 тыс. руб.

ПРИЛОЖЕНИЕ 10

Таблица П10.1

Параметры узлов в режиме наибольших нагрузок

Таблица П10.2

Параметры ветвей в режиме наибольших нагрузок

Таблица П10.3

Результаты расчета режима наибольших нагрузок

Таблица П10.4

Параметры узлов в режиме наименьших нагрузок

Таблица П10.5

Параметры ветвей в режиме наименьших нагрузок