ВВЕДЕНИЕ
В данном дипломном проекте будет сделан обзор научно-технической литературы. В нем рассмотрим вопросы о повышении надежности воздушных линий при воздействии атмосферных нагрузок и способы эффективного удаления гололедообразований с проводов ВЛ. Далее выполним проектирование электропередачи от строящейся ГЭС в энергосистему с промежуточной подстанцией. Из нескольких вариантов электропередачи необходимо выбрать один, удовлетворяющий условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей промежуточной подстанции, а так же приемной системы, обеспечиваемых электроэнергией от ГЭС. Кроме того выбранный вариант должен быть экономически выгодным. Критерием определения рационального варианта является минимум приведенных затрат. Для выбранной электропередачи требуется рассчитать основные режимы работы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный. Так же рассчитаем режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции. Помимо проектирования линии 500 кВ выполним проектирование развития районной электрической сети: необходимо дать характеристику потребителей и источников питания; определить потребную району мощность; для двух выбранных вариантов развития определить (проверить) сечения проводов, трансформаторы у потребителей; в результате технико-экономического сравнения выбрать рациональный вариант, для которого произвести расчет и анализ основных режимов работы. Кроме того, требуется рассчитать основные технико-экономические показатели электропередачи: капиталовложения, издержки, себестоимость передачи электроэнергии. В разделе по безопасности и экологичности проекта рассмотрим технику безопасности при профилактических испытаниях изоляции воздушных линий. Так же произведем механический расчет провода и троса линии 500 кВ.
Линия 1
3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:
КR = 1 - ℓ2·x0·b0/3 = 1 – 5102·0,31·3,97·10-6/3 = 0,893
Rл1 = КR∙ℓ∙r0 = 0,893∙510∙0,034 = 15,49 Ом
КХ = 1 - ℓ2·x0·b0/6 = 1 – 5102·0,31·3,97·10-6/6 = 0,947
Xл1 = КХ∙ℓ∙x0 =0,947∙510∙0,31 = 149,665 Ом
КВ = 
Вл1 = КВ∙ℓ∙b0 =1,043∙510∙3,97∙10–6 = 2,111∙10–3 См
Линия 2
3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:
КR = 1 - ℓ2·x0·b0/3 = 1 – 3802·0,31·3,97·10-6/3 = 0,941
Rл2 = КR∙ℓ∙r0 = 0,941∙380∙0,034 = 12,155 Ом
КХ = 1 - ℓ2·x0·b0/6 = 1 – 3802·0,31·3,97·10-6/6 = 0,97
Xл2 = КХ∙ℓ∙x0 =0,97∙380∙0,31 = 114,31 Ом
КВ = 
Вл2 = КВ∙ℓ∙b0 =1,023∙510∙3,97∙10–6 = 1,543∙10–3 См
РАЗВИТИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
3.1. Анализ исходных данных
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.
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.
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.
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).
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ТРЕБОВАНИЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРИ ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЯХ ИЗОЛЯЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
5.1 Назначение и существующие методы профилактических испытаний изоляции действующих воздушных линий электропередачи
За состоянием изоляторов ведутся наблюдения при осмотрах линий, при верховых осмотрах линий под напряжением, при верховых ревизиях отключенных линий; производятся периодические замеры распределения потенциала по гирлянде для фарфоровых изоляторов с помощью измерительной штанги с целью выявления «нулевых» и дефектных изоляторов.
Характер распределения потенциала по гирлянде с хорошими изоляторами может быть представлен в виде графика (рис. 5.1), где по оси абсцисс отложено количество изоляторов в гирлянде, начиная от траверсы и кончая изолятором у провода, а по оси ординат — напряжения, приходящиеся на каждый элемент. Из графиков видно, что распределение потенциала по гирлянде неравномерное: под наибольшим напряжением находится изолятор у провода; к середине гирлянды напряжение, приводящееся на каждый элемент, падает, а к траверсе вновь начи-нает возрастать. Существуют таблицы распределения напряжения по изоляторам в гирляндах для линий 35 – 500 кВ и нормы отбраковки.
рис. 5.1. График распределение напряжения по гирлянде 110 кВ
Производя замер напряжения, приходящегося на каждый элемент испытуемой гирлянды, и сравнивая его с нормами отбраковки, можно судить о качестве изоляторов. При этом бракуются те изоляторы, которые выдерживают менее 50% значения напряжения, указанного в таблице. Для замеров напряжения используют штангу с переменным искровым промежутком.
Более простым методом замера изоляторов является отбраковка только «нулевых» изоляторов или близких по своему состоянию к «нулевым» при помощи штанги с постоянным искровым промежутком («жужжащей» штанги). Величина искрового промежутка в этом случае устанавливается по напряжению, равному 2 кВ, а поэтому отбраковываются изоляторы, которые выдерживают напряжение 2 кВ и ниже. Наличие искры между электродами разрядника в этом случае свидетельствует о годности изолятора. Если же искры и треска нет, следовательно, изолятор бракуется и подлежит замене.
Таким образом, применяя головку штанги с постоянным искровым промежутком, мы не выявим те неполноценные изоляторы, которые выдерживают менее 50% положенного для этого элемента напряжения, поскольку напряжение на нем выше 2 кВ и «жужжащая» штанга этот неполноценный изолятор не выявит.
Преимуществами штанги с постоянным искровым промежутком являются ее простота и более высокая производительность труда при контроле изоляторов.
Для контроля изоляторов в натяжных гирляндах анкерных опор линий 500 кВ разработана и применяется ползунковая штанга.
В тех случаях, когда по условиям техники безопасности нельзя произвести контроль изоляторов штангами, могут применяться схемы для контроля изоляторов повышенным напряжением 50 кВ от постороннего источника питания на отключенных и заземленных линиях. Эти схемы ввиду сложности и громоздкости не нашли широкого распространения.
Чаще в этих случаях применяют мегаомметр на 2,5 кВ, которым измеряют сопротивления изоляции при сухой поверхности изолятора на отключенной и заземленной линии. Изоляторы, имеющие сопротивление менее 300 МОм, подлежат замене.
Контроль линейной изоляции штангами производится в первый год эксплуатации и в дальнейшем не реже 1 раза в 6 лет. В отдельных случаях из-за плохого качества изготовления изоляторов указанные сроки приходится сокращать в зависимости от результатов предыдущих измерений.
5.2 Испытание изоляции мегаомметром
1) Измерения мегаомметром в процессе эксплуатации разрешается выполнять обученным работникам из числа электротехнического персонала. В электроустановках напряжением выше 1000 В измерения производятся по наряду, в электроустановках напряжением до 1000 В - по распоряжению.
В тех случаях, когда измерения мегаомметром входят в содержание работ, оговаривать эти измерения в наряде или распоряжении не требуется.
Измерять сопротивление изоляции мегаомметром может работник, имеющий группу III.
2) Измерение сопротивления изоляции мегаомметром должно осуществляться на отключенных токоведущих частях, с которых снят заряд путем предварительного их заземления. Заземление с токоведущих частей следует снимать только после подключения мегаомметра.
3) При измерении мегаомметром сопротивления изоляции токоведущих частей соединительные провода следует присоединять к ним с помощью изолирующих держателей (штанг). В электроустановках напряжением выше 1000 В, кроме того, следует пользоваться диэлектрическими перчатками.
4) При работе с мегаомметром прикасаться к токоведущим частям, к которым он присоединен, не разрешается. После окончания работы следует снять с токоведущих частей остаточный заряд путем их кратковременного заземления.
5.3 Требования к конструкции штанг по условиям техники безопасности
1) Штанги изолирующие предназначены для оперативной работы (операции с разъединителями, смена предохранителей, установка деталей разрядников и т.п.), измерений (проверка изоляции на линиях электропередачи и подстанциях), а также для наложения переносных заземлений.
2) Общие технические требования к штангам изолирующим оперативным и штангам переносных заземлений приведены в ГОСТ 20494.
3) Штанги должны состоять из трех основных частей: рабочей, изолирующей и рукоятки.
4) Штанги могут быть составными из нескольких звеньев. Для соединения звеньев между собой могут применяться детали, изготовленные из металла или изоляционного материала. Допускается применение телескопической конструкции, при этом должна быть обеспечена надежная фиксация звеньев в местах их соединений.
5) Рукоятка штанги может представлять с изолирующей частью одно целое или быть отдельным звеном.
6) Конструкция и масса штанг должны обеспечивать возможность работы с ними одного человека. При этом наибольшее усилие на одну руку (поддерживающую у ограничительного кольца) не должно превышать 80 Н для измерительных штанг и 160 Н - для всех остальных.
7) Основные размеры штанг должны быть не менее указанных в табл. 5.1.
Таблица 5.1
Минимальные размеры штанг
| Номинальное напряжение электроустановки, кВ | Длина, мм | |
| Изолирующей части | рукоятки | |
| До 1 | Не нормируется | |
| Свыше 1 до 15 включительго | 700 | 300 |
| Свыше 15 до 35 включительго | 1100 | 400 |
| Свыше 35 до 110 включительго | 1400 | 600 |
| 150 | 2000 | 800 |
| 220 | 2500 | 800 |
| 330 | 3000 | 800 |
| Свыше 330 до 500 включительго | 4000 | 1000 |
5.4 Меры безопасности при работах штангами на неотключенных ВЛ
1) Работы с измерительными штангами на линиях и подстанциях, находящихся под напряжением, при тумане, дожде, мокром снегопаде и т. п., когда изолирующая часть штанги будет увлажняться, запрещаются.
2) Работы должны вестись бригадами не менее чем из 2 чел., один из которых должен иметь квалификацию по технике безопасности не ниже группы IV, а остальные – не ниже группы III.
Во время работы один из состава бригады должен находиться на земле. Производить измерения разрешается любому из них. Измерения производятся с опор или специальных приспособлений.
3) Подниматься на опору следует без штанги. Подъем штанги на опору должен производиться при помощи каната; при этом штанга должна быть в вертикальном положении, рабочей частью вверх; при подъеме не допускать раскачивания и ударов ее об опору.
Подъем штанги на невысокие опоры или конструкции разрешается путем передачи штанги из рук в руки после укрепления работающих предохранительным поясом.
4) При производстве измерений запрещается касаться штанги выше ограничительного кольца.
5) При работах, со штангой изолирующая часть ее должна располагаться так, чтобы была исключена возможность ее перекрытия на соседние токоведущие части или заземленные части конструкции.
6) При работах на опорах необходимо следить за тем, чтобы лаковый покров штанги не повреждался. На металлических опорах линий 35 – 500 кВ работы со штангой допускается производить с верхней части опоры или траверсы.
7) На двухцепных линиях 35 кВ работы с изолирующими штангами, когда под напряжением находятся обе цепи, разрешается производить при расстоянии между цепями не менее 3 м.
При расстоянии между ними менее 3 м производство работ с опор разрешается лишь на нижних фазах, а на всех фазах – лишь при отключенной второй цепи.
При работах на анкерных и угловых опорах линий 35 кВ запрещается просовывать штангу между петлей и гирляндами.
При работах на верхней фазе одностоечных опор положение работающего должно быть таким, чтобы голова его находилась ниже уровня нижнего провода на 0,6 м.
8) Работать со штангой на опорах, выполненных из столбов, пропитанных антисептиками, нужно с особой осторожностью, не допуская прикосновения штанги к пропитанным деталям опор.
Пропиточная масса с поверхности штанги должна удаляться путем протирки сухой чистой мягкой тряпкой, слегка смоченной в чистом бензине; при этом лаковый покров штанги не должен нарушаться. Работать штангой, получившей продольное повреждение лакового покрова изолирующей части более 20%, запрещается.
9) При каких-либо нарушениях, замеченных в работе штанги, работы немедленно прекращаются и штанга подвергается внеочередному испытанию.
5.5 Периодические испытания штанг
1) В процессе эксплуатации механические испытания штанг не проводят.
2) Эксплуатационные электрические испытания проводятся повышенным напряжением изолирующих частей оперативных и измерительных штанг. При этом напряжение прикладывается между рабочей частью и временным электродом, наложенным у ограничительного кольца со стороны изолирующей части.
Испытаниям подвергаются также головки измерительных штанг для контроля изоляторов в электроустановках напряжением 35 - 500 кВ.
3) Все испытания должны проводиться специально обученными лицами.
4) Каждая штанга перед электрическим испытанием должна быть тщательно осмотрена с целью проверки наличия маркировки изготовителя, номера, комплектности, отсутствия механических повреждений, состояния изоляционных поверхностей. При несоответствии средства защиты требованиям испытания не проводят до устранения выявленных недостатков.
5) Электрические испытания следует проводить переменным токам промышленной частоты, как правило, при температуре (25+10)º С.
Скорость подъема напряжения до 1/3 испытательного может быть произвольной (напряжение, равное указанному может быть приложено толчком), дальнейшее повышение напряжения должно быть плавным и быстрым, но позволяющим при напряжении более 3/4 испытательного считывать показания измерительного прибора. После достижения нормированного значения и выдержки при этом значении в течение нормированного времени напряжение должно быть плавно и быстро снижено до нуля или до значения не выше 1/3 испытательного напряжения, после чего напряжение отключается (ГОСТ 1516.2).
6) Испытательное напряжение прикладывается к изолирующей части. При отсутствии соответствующего источника напряжения для испытания целиком изолирующих штанг, изолирующих частей указателей напряжения и указателей напряжения для проверки совпадения фаз допускается испытание их по частям. При этом изолирующая часть делится на участки, к которым прикладывается часть нормированного полного испытательного напряжения, пропорциональная длине участка и увеличенная на 20%.
7) Изолирующие штанги, предназначенные для электроустановок напряжением от 1 до 35 кВ включительно, испытываются напряжением, равным 3-кратному линейному, но не ниже 40 кВ, а предназначенные для электроустановок напряжением 110 кВ и выше - равным 3-кратному фазному.
8) Длительность приложения полного испытательного напряжения составляет 1 мин. для изоляции из гибких полимерных материалов и 5 мин. для изоляции из других диэлектриков.
9) Нормы и периодичность эксплуатационных испытаний штанг приведены в табл. 5.2.
Таблица 5.2
Нормы и периодичность эксплуатационных испытаний
| Средство защиты | Напряжение, кВ | Испытательное напряжение, кВ | Продолжительность Испытания, мин | Периодичность испытаний |
| Штанги изолирующие | До 1 До 35 110 и выше | 2 3-х кратное линейное 3-х кратное фазное | 5 5 5 | 1 раз в 24 мес. |
| Измерительные штанги | До 35 110 и выше | 3-х кратное линейное 3-х кратное фазное | 5 5 | 1 раз в 12 мес. |
| Головки измерительных штанг | 35-500 | 30 | 5 | 1 раз в 12 мес. |
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Сопоставляя три заданные величины : наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р0=1020 МВт; наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Рп/ст = 520 МВт; оперативный резерв мощности, имеющийся в приём-ной системе Ррезерв = 320 МВт и учитывая, что электропередача располагается а Западной Сибири, спроектировали линию электропередачи напряжением 500 кВ. Произвели расчет основных режимов работы электропередачи. Для нормальной работы передачи требуются установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11. Так же выполнено проектирование развития районной электрической сети: добавлены один пункт потребления и еще один источник питания; была определена потребная району мощность, которая составила 139 МВт, составлен баланс активной и реактивной мощности; для двух выбранных вариантов развития сети произвели выбор (проверку) сечений проводов и трансформаторов; в результате технико-экономического сравнения рассчитали для вариантов приведенные затраты, которые составили З1 = 541 тыс. руб. и З2 = 589 тыс. руб. и для расчетов параметров основных режимов работы сети выбрали вариант 1; по результатам расчета режимов на ЭВМ выполнили регулирование напряжения у потребителей. Себестоимость передачи электроэнергии по линии 500 кВ составляет 0,146 коп за 1 кВт·ч. Себестоимость передачи электроэнергии по районной электрической сети 0,084 коп за 1 кВт·ч. Таким образом, спроектированная электропередача удовлетворяет условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей и является достаточно экономичной. Кроме того, выполнен обзор научно-технической литературы, в котором рассмотрены вопросы о повышении надежности работы ВЛ при воздействии атмосферных нагрузок. Так же в разделе по безопасности и экологичности приведена техника безопасности при профилактических испытаниях изоляции.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Методические указания по расчету климатических нагрузок на ВЛ и построению региональных карт с повторяемостью 1 раз в 25 лет. Утверждены Минэнерго СССР 30/XI 1990 г.
2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро.-М.: Энергоатомиздат 1985 г.-350с.
3. Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования -М.: Энергоатомиздат,1989 г.-605с.
4. Правила устройства электроустановок. Седьмое издание. – М.: ЭАО “Энергосервис”, 2003. – 421с.
5. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения/ под ред. И. А. Баумштейна, С. А. Бажанова. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 648 с.: ил.
6. Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Н. Н. Кувшинский Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования -М.: «Энергия», 1978 г.-455с.
7. О повышении надежности ВЛ при воздействии атмосферных нагрузок. / Никифоров Е. П. // Электрические станции. 2004, №2. -С.38-42.
8. Повышение эффективности удаления гололедообразований с проводов ВЛ. / Никифоров Е. П. // Электрические станции. 2004, №4. -С.40-48.
9. Андриевский В. Н. и др. Эксплуатация воздушных линий электропередачи. Изд. 3-е перераб. и доп. М., «Энергия», 1986. – 616 с.
10. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. – 216 с.
11. Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках. Изд. 10-е. . – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. – 95 с.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Таблица П 1.1.
Время нагрева провода, сек
| Ток, А | Время нагрева провода до tn = 2°С, при ветре скоростью | ||
| 2м/с | 5м/с | 10 м/с | |
| 249 | ∞ | ∞ | ∞ |
| 313 | 403 | ∞ | ∞ |
| 316 | 378 | ∞ | ∞ |
| 325 | 318 | 14342 | ∞ |
| 330 | 292 | 2844 | ∞ |
| 370 | 171 | 361 | ∞ |
| 400 | 127 | 210 | 744 |
| 500 | 64 | 80 | 110 |
Таблица П1.2.
Температура провода
| Ток, А | Температура провода в установившемся режиме, °С, при ветре скоростью | ||
| 2м/с | 5м/с | 10м/с | |
| 249 | 1,3 | -0,9 | -2,1 |
| 313 | 5,1 | 1,6 | -0,3 |
| 316 | 5,3 | 1,7 | -0,2 |
| 325 | 6,0 | 2,1 | 0,1 |
| 330 | 6,3 | 2,3 | 0,3 |
| 370 | 9,2 | 4,3 | 1,7 |
| 400 | 11,6 | 5,8 | 2,8 |
| 500 | 20,3 | 11,7 | 7,1 |
Таблица П1.3.
Затраты мощности, времени и расход электроэнергии на удаление гололеда на проводе АС 120/19 при V= 5 м/с, t, = -5°С
| Способ | Ток, А | Необходимая активная мощность на 1 км провода, кВт/км | Затраты времени на нагрев провода и плавление гололеда | Затраты электроэнергии на удаление гололеда на 1 км провода, кВт-ч/км |
| Предупредительый нагрев провода ВЛ | 400 500 | 36 56 | Нагрев провода 3 мин,предотвращение гололедообразования около 24 ч | |
| Удаление гололеда цилиндрической формы с толщиной стенки Ь = 1 см | 665 561 523 503 | 100 71 62 57 | 2,2 мин + 15 мин 5,4 мин + 30 мин 9,75 мин + 45 мин 16,5 мин + 60 мин | 28,6 41,9 56,57 72,7 |
| Удаление одностороннего гололеда | 5000 6000 7000 8000 | 5675 8172 11123 14528 | 0,3 с + 2,39 с 0,21 с +1,65 с 0,15 с +1,24 с 0,12 с + 0,93 с | 4,24 4,22 4,29 4,24 |
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Рис. П2.1. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис.П2.2. Схема электрических соединений для второго варианта электропередачи
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Расчет приведенных затрат:
Схема 1
З = Ен· Кå + Иå + У
Кå = Кå вл
Квл = ко· L = к0(300)· ℓ2 = 49,3∙380 = 18730 тыс. руб.
Иå =Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р.вл = 0,028·18730 = 524,5 тыс.руб
Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1· α t, где α t, = 1
ΔP л1= S2мах/ U2ном · Rл = 519,22 /5002· (0,034·380) = 13,9 МВт
τ л1= (0,124 + Тмах./10000)2 · 8760
Wгод= 500∙3000+ 500∙0,7∙1000+ 500∙0,5∙3000+ 500∙0,3∙1760 = 2,864∙106 МВт·ч
Тмах = Wгод/Рмах = 2,864∙106/500 =5728 час.
τ л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час
ΔW л1= 13,9 · 4253 = 59260 МВт·ч
ΔWкор л1 = 70∙380 = 26600 МВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор 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∙Тв∙(Рнб – Ррез )∙εн∙Уов
ω = 0,2∙10-2∙380 = 0,76
εн = (Рнб – Ррез )/Рнб = (500 – 320)/500 = 0,36
Тв = 1,7∙10-3
Уов = 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 = Ен· Кå + Иå + У
З1 = 0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.
Схема 2
З = Ен· Кå + Иå
Кå = Кå вл
Квл = ко· L = к0(300)· ℓ2 = 2·49,3∙380 = 37470 тыс. руб.
Иå =Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р.вл = 0,028·37470 = 1049 тыс.руб
Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
ΔWл1 = ΔР л1· τ л1· α t, где α t, = 1
ΔP л1= S2мах/ U2ном · Rл = 519,22 /5002· (0,034·380)/2 = 6,966 МВт
Тмах = 5728 час; τ л1= 4253 час
ΔW л1= 6,966 · 4253 = 29630 МВт·ч
ΔWкор л1 = 2·70∙380 = 53200 МВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор 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
| U2, кВ | 500 | 505 | 510 | 515 | 520 |
| δ1 | 17,61 | 17,49 | 17,37 | 17,26 | 17,15 |
| Q′л1, Мвар | 51,38 | 17,45 | 16,47 | -50,37 | -84,25 |
| Qл1, Мвар | 13,42 | -20,51 | -54,42 | -88,32 | -122,21 |
| Uг, кВ | 15,02 | 14,97 | 14,93 | 14,88 | 14,84 |
| cosφг | 0,995 | 0,997 | 0,999 | 1 | 1 |
| ΔPл1, МВт | 32,06 | 31,98 | 31,98 | 30,05 | 32,19 |
| ΔQл1, Мвар | 309,73 | 309,03 | 309,02 | 309,7 | 311,06 |
| P′′л1, МВт | 983,86 | 983,9 | 983,94 | 983,87 | 983,73 |
| Q′′л1, Мвар | -258,35 | -291,58 | -325,5 | -360,06 | -395,31 |
| P2, МВт | 979,78 | 979,86 | 979,86 | 979,79 | 979,65 |
| Qат , Мвар | 176,04 | 153,4 | 223,59 | 106,46 | 82,16 |
| Pсис, МВт | 459,78 | 459,86 | 459,86 | 459,79 | 459,65 |
| Q′ат , Мвар | 139,21 | 118,2 | 96,46 | 74,01 | 50,85 |
| U′2, кВ | 491,5 | 497,85 | 504,22 | 510,6 | 517,01 |
| Uсн, кВ | 226,1 | 229,01 | 231,94 | 234,88 | 237,83 |
| Q′нн, Мвар | -9,54 | -30,56 | -52,29 | -74,74 | -97,9 |
| Qнн, Мвар | -9,56 | -30,77 | -52,9 | -75,95 | -99,93 |
| Uнн, кВ | 10,34 | 10,53 | 10,71 | 10,9 | 11,08 |
| З, тыс. руб. | 2741 | 2768 | 2802 | 2843 | 2892 |
Зависимость затрат от величины напряжения на промежуточной подстанции в режиме НБ
Таблица П4.2
| U2, кВ | 500 | 505 | 510 | 515 |
| δ1 | 10,5 | 10,45 | 10,41 | 10,36 |
| Q′л1, Мвар | -3,5 | -20,17 | -36,84 | -53,5 |
| Qл1, Мвар | 59,15 | 42,5 | 25,82 | 9,15 |
| Uг, кВ | 15,16 | 15,11 | 15,07 | 15,02 |
| cosφг | 0,97 | 0,982 | 0,99 | 0,996 |
| ΔPл1, МВт | 5,725 | 5,75 | 5,81 | 5,9 |
| ΔQл1, Мвар | 55,32 | 55,55 | 56,12 | 57,02 |
| P′′л1, МВт | 298,235 | 298,21 | 298,15 | 298,06 |
| Q′′л1, Мвар | -58,82 | -75,73 | -92,96 | -110,53 |
| P2, МВт | 296,2 | 296,17 | 296,11 | 296,02 |
| Qат , Мвар | 13,32 | -1,56 | -16,74 | -32,22 |
| Pсис, МВт | 140,2 | 140,17 | 140,11 | 140,02 |
| Q′ат , Мвар | 7,33 | -7,39 | -22,52 | -38,07 |
| U′2, кВ | 499,1 | 505,9 | 512,7 | 519,5 |
| Uсн, кВ | 229,6 | 232,7 | 235,8 | 238,98 |
| Q′нн, Мвар | -35,255 | -49,97 | -65,1 | -80,65 |
| Qнн, Мвар | -35,82 | -51,08 | -66,9 | -83,4 |
| Uнн, кВ | 10,65 | 10,86 | 11,07 | 11,28 |
| З, тыс. руб. | 542 | 567,7 | 597,1 | 630,4 |
Зависимость затрат от величины напряжения на промежуточной подстанции в режиме НМ
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
Таблица П5.1
Суммарный график нагрузки пунктов для зимы
| t, час | 0 – 4 | 4 – 8 | 8 – 12 | 12 – 16 | 16 – 20 | 20 – 24 |
| Р1, МВт | 31,6 | 31,6 | 47,4 | 47,4 | 79 | 31,6 |
| Р2, МВт | 13,2 | 33 | 33 | 19,8 | 13,2 | 13,2 |
| Р3, МВт | 4 | 8 | 20 | 20 | 12 | 4 |
| Р4, МВт | 2,8 | 7 | 7 | 4,2 | 2,8 | 2,8 |
| Р5, МВт | 4,4 | 4,4 | 6,6 | 6,6 | 11 | 4,4 |
| Р6, МВт | 5 | 10 | 25 | 25 | 15 | 5 |
| Рсум, МВт | 61 | 94 | 139 | 123 | 133 | 61 |
Таблица П5.2
Суммарный график нагрузки пунков для лета
| t, час | 0 – 4 | 4 – 8 | 8 – 12 | 12 – 16 | 16 – 20 | 20 – 24 |
| Р1, МВт | 15,8 | 15,8 | 23,7 | 23,7 | 39,5 | 15,8 |
| Р2, МВт | 13,2 | 16,5 | 16,5 | 9,9 | 6,6 | 6,6 |
| Р3, МВт | 2,2 | 4 | 10 | 10 | 6 | 2,2 |
| Р4, МВт | 2,8 | 3,5 | 3,5 | 2,1 | 1,4 | 1,4 |
| Р5, МВт | 2,2 | 2,2 | 3,3 | 3,3 | 5,5 | 5,5 |
| Р6, МВт | 2,5 | 5 | 12,5 | 12,5 | 7,5 | 2,5 |
| Рсум, МВт | 30,5 | 47 | 69,5 | 61,5 | 66,5 | 30,5 |
Рис. П5.2. Суммарный график нагрузок пунктов 1-6 для лета
Таблица П5.3
Суммарный график реактивной мощности пунктов для зимы
| t, час | 0 – 4 | 4 – 8 | 8 – 12 | 12 – 16 | 16 – 20 | 20 – 24 |
| Q1, Мвар | 14,4 | 14,6 | 21,6 | 21,6 | 36 | 14,4 |
| Q2, Мвар | 12,8 | 16 | 16 | 9,6 | 6,4 | 6,4 |
| Q3, Мвар | 1,8 | 3,6 | 9,1 | 9,1 | 5,5 | 3,6 |
| Q4, Мвар | 2,4 | 3 | 3 | 1,8 | 1,2 | 1,2 |
| Q5, Мвар | 2,1 | 2,1 | 3,2 | 3,2 | 5,3 | 5,3 |
| Q6, Мвар | 2,13 | 4,26 | 10,25 | 10,25 | 6,4 | 2,13 |
| Qсум, Мвар | 28,07 | 43,4 | 65,52 | 55,9 | 60,76 | 28,07 |
Рис. П5.3. Суммарный график реактивной мощности пунктов 1-6 для зимы
Таблица П5.4
Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для лета
| t, час | 0 – 4 | 4 – 8 | 8 – 12 | 12 – 16 | 16 – 20 | 20 – 24 |
| Qсум, Мвар | 14,03 | 21,7 | 31,76 | 27,97 | 30,4 | 14,03 |
Рис. П5.4. Суммарный график реактивной мощности пунктов 1-6 для лета
Таблица П5.5
Выбор компенсирующих устройств
| № пункта | №1 | №2 | №3 | №4 | №5 | №6 |
| Тип КУ | 12×УК-10-1350 6×УК-900 6×УК-10-650 | 8×УК-10-1350 | 4×УК-10-900 2×УК-10-125 | 4×УК-10-450 | 4×УК-10-900 | 2×УК-10-1350 6×УК-10-675 |
| Qку, МВАр | 23,85 | 10,8 | 5,85 | 1,8 | 3,6 | 6,75 |
| Q, МВАр | 36 | 15,98 | 9,11 | 2,98 | 5,33 | 10,65 |
| Q`, МВАр | 12,14 | 5,18 | 3,26 | 1,18 | 1,73 | 3,9 |
| сos(φ`) | 0.988 | 0,988 | 0,987 | 0,986 | 0,988 | 0,988 |
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
Рис. П6.1. Вариант 1 L=304,1
Рис. П6.2. Вариант 2 L=275 км
Таблица П6.1.
Предварительный выбор напряжения для варианта 1
| ВЛ | L, км | Р, МВт | 0-4 | 4-8 | 8-12 | 12-16 | 16-20 | 20-24 | Uрасч, кВ | Uном, кВ |
| 1-2 | 24 | P1(до реконстр) | 16 | 16 | 24 | 24 | 40 | 16 | 93,7 | 110 |
| P4 | 2,8 | 7 | 7 | 4,2 | 2,8 | 2,8 | ||||
| P5 | 4,4 | 4,4 | 6,6 | 6,6 | 11 | 4,4 | ||||
| PΣ | 23,2 | 27,4 | 37,6 | 34,8 | 53,8 | 23,2 | ||||
| ИП1-2 | 45,8 | P1(до реконстр) | 16 | 16 | 24 | 24 | 40 | 16 | 110,6 | 110 |
| P2 | 13,2 | 33 | 33 | 19,8 | 13,2 | 13,2 | ||||
| P4 | 2,8 | 7 | 7 | 4,2 | 2,8 | 2,8 | ||||
| P5 | 4,4 | 4,4 | 6,6 | 6,6 | 11 | 4,4 | ||||
| PΣ | 36,4 | 60,4 | 70,6 | 54,6 | 67 | 36,4 | ||||
| ИП1-3 | 43,3 | PΣ = P3 | 4 | 8 | 20 | 20 | 12 | 4 | 61,8 | 110 |
| 1-4 | 43,3 | PΣ = P4 | 2,8 | 7 | 7 | 4,2 | 2,8 | 2,8 | 37,1 | 35 |
| 1-5 | 45,8 | PΣ = P5 | 4,4 | 4,4 | 6,6 | 6,6 | 11 | 4,4 | 46,3 | 35 |
| 1-6 | 48 | PΣ = P6 | 5 | 10 | 25 | 25 | 15 | 5 | 68,9 | 110 |
| ИП2-1 | 53,7 | P1(добавл) | 15,6 | 15,6 | 23,4 | 23,4 | 39 | 15,6 | 99 | 110 |
| P6 | 5 | 10 | 25 | 25 | 15 | 5 | ||||
| PΣ | 20,6 | 25,6 | 48,4 | 48,4 | 54 | 20,6 |
Таблица П6.2.
Предварительный выбор напряжения для варианта 2
| ВЛ | L,км | Р, МВт | 0-4 | 4-8 | 8-12 | 12-16 | 16-20 | 20-24 | Uрасч, кВ | Uном, кВ |
| 5-6 | 19 | PΣ = P6 | 5 | 10 | 25 | 25 | 15 | 5 | 66,5 | 110 |
| 1-5 | 45,7 | P5 | 4,4 | 4,4 | 6,6 | 6,6 | 11 | 4,4 | 76,9 | 110 |
| P6 | 5 | 10 | 25 | 25 | 15 | 5 | ||||
| PΣ | 9,4 | 14,4 | 31,6 | 31,6 | 26 | 9,4 |
ПРИЛОЖЕНИЕ 7
Таблица П7.1.
Выбор сечений проводов для варианта 1
| ВЛ | 1-2 | ИП1-2 | ИП1-3 | 1-4 | 1-5 | 1-6 | ИП2-1 |
| S, МВА | 54,4 | 71,4 | 20,2 | 7,1 | 11,1 | 25,3 | 54,6 |
| Uном кВ | 110 | 110 | 110 | 35 | 35 | 110 | 110 |
| Iрасч, А | 143 | 188 | 53 | 59 | 92 | 66 | 143 |
| Марка | АС-120/19 | АС-150/24 | АС-70/11 | АС-70/11 | АС-95/16 | АС-95/16 | АС-120/19 |
| Iпред, А | 150 | 190 | 65 | 65 | 125 | 105 | 150 |
| Проверка по нагреву | |||||||
| Iдоп, А | 390 | 450 | 265 | 265 | 330 | 330 | 390 |
| Iраб.мах, А | 286 | 375 | 106 | 117 | 184 | 133 | 287 |
| Проходит | Проходит | Проходит | Проходит | Проходит | Проходит | Проходит | |
| Проверка по короне(Fmin=70 мм2) | |||||||
| F,мм | АС-120/19 | АС-150/24 | АС-70/11 | АС-70/11 | АС-95/16 | АС-95/16 | АС-120/19 |
| Проходит | Проходит | Проходит | Проходит | Проходит | Проходит | Проходит | |
| Проверка по допустимым потерям напряжения | |||||||
| Хо, Ом/км | 0,427 | 0,42 | 0,444 | 0,432 | 0,421 | 0,434 | 0,427 |
| Rо, Ом/км | 0,249 | 0,198 | 0,428 | 0,428 | 0,306 | 0,306 | 0,249 |
| Длина, км | 24 | 45,8 | 43,3 | 43,3 | 45,8 | 48,1 | 53,7 |
| Х, Ом | 5,1 | 9,6 | 9,6 | 9,36 | 9,6 | 10,4 | 11,5 |
| R, Ом | 3 | 4,5 | 9,3 | 9,3 | 7 | 7,36 | 6,7 |
| Р, МВт | 53,8 | 70,6 | 20 | 7 | 11 | 25 | 54 |
| Q, МВАр | 8,3 | 11 | 3,3 | 1,2 | 1,7 | 3,9 | 8,3 |
| Uвл, кВ | 110 | 110 | 110 | 35 | 35 | 110 | 110 |
| Потери, % | 1,68 | 3,52 | 1,79 | 6,2 | 7,65 | 1,8 | 3,77 |
| Проходит | Проходит | Проходит | Проходит | Проходит | Проходит | Проходит | |
ПРИЛОЖЕНИЕ 8
Составим график нагрузки каждого трансформатора, для этого просуммируем все мощности, протекающие через трансформатор.
Вариант 1.
Рис. П8.1. Вариант сети 1
ПС1: складываем нагрузки пунктов 1, 4, 5.
Рис. П8.2. График нагрузки пункта 1
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
| Пункт | Трансформатор | Sмакс | Sрасч | SЭ1 | К1 | SЭ2 | К2 | К2ДОП |
| 1 | ТРДН-63000/110 | 102,1 | 72,9 | 44,2 | 0,7 | 79,6 | 1,26 | 1,5 |
| 6 | ТДН-16000/110 | 27,2 | 19,43 | 7,7 | 0,48 | 24,1 | 1,53 | 1,6 |
Таблица П8.2
Выбор трансформаторов для варианта 2
| Пункт | Трансформатор | Sмакс | Sрасч | SЭ1 | К1 | SЭ2 | К2 | К2ДОП |
| 1 | ТДТН-63000/110 | 89,8 | 64,1 | 47,8 | 0,76 | 89,8 | 1,426 | 1,7 |
| 5 | ТДН-10000/110 | 12,2 | 8,7 | 6,3 | 0,63 | 12,2 | 1,22 | 1,6 |
ПРИЛОЖЕНИЕ 9
Вариант 1
Результаты расчета капиталовложений в линии варианта №1 сведем в таблицу.
Таблица П9.1
Капиталовложения в линии для варианта 1
| ВЛ | Провод | Длина, км | U, кВ | К0 тыс. руб./км | К, тыс. руб. | КΣ, тыс. руб. |
| 1-6 | АС – 70/11 | 48 | 110 | 17,8 | 855,9 | 1678 |
| ИП2-1 | АС – 120/19 | 53,7 | 110 | 15,3 | 822,5 |
Найдём капиталовложения в ПС.
Для этого необходимо выбрать типовые схемы ПС Для выбора типовых схем необходимо знать номинальное напряжение, номинальную мощность трансформатора.
В пункте 1 осуществляем перевод ОРУ ВН со схемы 110-4Н на 110-12 и замену двух трансформаторов; в пункте 6 в качестве ОРУ ВН применяем схему 110-4.
Оценка капитальных вложений в подстанцию производится суммированием следующих стоимостных составляющих:
1. Распределительные устройства всех напряжений. Учитывает стоимость выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей, трансфор-маторов тока и напряжения, разрядников, аппаратуры управления, сигнализации, релейной защиты и автоматики, контрольных кабелей, ошиновки, строительных конструкций и фундаментов, а также соответствующих строительно-монтажных работ.
2. Трансформаторы. Расчётная стоимость включает кроме стоимости трансформатора затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели, релейную защиту, строительные конструкции и строительно-монтажные работы.
3. Компенсирующие устройства и реакторы.
4. Постоянная часть затрат. Учитывает полную расчётную стоимость подготовки и благоустройства территории, общеподстанционного пункта управления, устройств расхода на собственные нужды, аккумуляторной батареи, компрессорной, подъездных и внутриплощадных дорог, средств связи и телемеханики, маслохозяйства, водопровода, канализации, наружного освещения и прочих общестанционных элементов.
Стоимость компенсирующих устройств не учитываем.
КОРУ = КОРУНН + КОРУСН + КОРУВН
КОРУНН – капитальные вложения в ОРУ НН (не учитываются)
КОРУСН – капитальные вложения в ОРУ СН ( табл. 9.14. [2])
КОРУВН – капитальные вложения в ОРУ ВН ( табл. 9.14. [2])
КТ – капитальные вложения в трансформатор ( табл. 9.19. [2]), для двухтрансформаторной подстанции вложения удваиваем.
КП.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
| № пс | 1 | 6 |
| Схема ОРУ ВН | 110-4Н => 110 – 12 | 110 – 4 |
| КОРУ ВН тыс.руб | (12-2)·35=350 | 36,3 |
| Марка трансформатора | ТДТН-63000/110 | ТДН-16000/110 |
| Кт, тыс.руб | 136·2=272 | 63·2=126 |
| Кп.ч тыс.руб | 320·(30%+20%)=160 | 130 |
| Кпс, тыс.руб | 782 | 292,3 |
| КпсΣ, тыс руб | 1074,3 | |
Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:
КΣ = Кл + Кпс = 1678 + 1074,3 = 2752,3 тыс. руб.
Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110.
Квозвр = Ко(1 – ар·t/100)
Ко – первоначальная стоимость оборудования
ар – норма амортизационных отчислений на реновацию, %
t – продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа
Квозвр = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.
Тогда КΣ = 2752,3 – 29,25 = 2723,05 тыс. руб.
 |
Найдем суммарные издержки.
Иа.о.р.ВЛ = АЛ·КЛ = 0,028·1678 = 47 тыс. руб.
Иа.о.р.ПС = АПС·КПС = 0,094·1074,3 = 94,4 тыс. руб.
ИΣа.о.р. = Иа.о.р.ВЛ + Иа.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
| Линии | 1 – 6 | ИП2 – 1 | 1-5 |
| Рmax, МВт | 25 | 54 | 11 |
| Wгод , МВт.ч | 96050 | 245900 | 42260 |
| Тмах , ч | 3842 | 4553 | 3842 |
| Время потерь ч/год | 2262 | 2940 | 2262 |
| Smax , Мвар | 25,3 | 54,6 | 11,135 |
| R, Ом | 10,3 | 6,7 | 7 |
| Uном, кВ | 110 | 110 | 35 |
| Рл, МВт | 0,544 | 1,651 | 0,71 |
| Wгод.л, МВт ч/год | 1232 | 3735 | 1340 |
Таблица П9.4
Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах для варианта 1
| № пункта | 1 | 6 | 5 |
| Рмах, МВт | 79 | 25 | 11 |
| Wгод , МВт.ч | 303500 | 96050 | 42260 |
| Тмах , ч | 3842 | 3842 | 3842 |
| Время потерь ч/год | 2262 | 2262 | 2262 |
| Рхх, МВт | 0,056 | 0,019 | 0,0145 |
| Рк, МВт | 0,29 | 0,085 | 0,065 |
| Sном.тр, МВА | 63 | 16 | 10 |
| ΔWгод т, МВт | 1842 | 610,2 | 363,9 |
ΔWГОД.ВЛ =Σ ΔWгод.вл – годовые потери энергии во всех линиях
ΔWГОД.Т =Σ ΔWгод.т – годовые потери энергии во всех трансформаторах
ΔWГОД = ΔWГОД.ВЛ + ΔWГОД.Т – суммарные годовые потери энергии
ΔWГОД.ВЛ = 1232 + 3735 +1340 = 5307 МВт·ч/год
ΔWГОД.Т = 1842 + 610 + 363,9 = 2816 МВт·ч/год
ΔWГОД = 5307 + 2816 = 8123 МВт·ч/год
Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп = 0,01 тыс.руб/МВт·ч
ИΣпотерь = 0,01·8123 = 81,23 тыс. руб.
ИΣ = 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
| ВЛ | Провод | Длина, км | U, кВ | К0 тыс. руб./км | К, тыс. руб. | КΣ, тыс. руб. |
| 1-5 | АС – 95/16 | 45,8 | 110 | 17,8 | 814,8 | 1976 |
| 1-6 | АС – 70/11 | 19 | 110 | 17,8 | 338,3 | |
| ИП2-1 | АС – 120/19 | 53,7 | 110 | 15,3 | 822,5 |
В пункте 1 осуществляем перевод ОРУ ВН со схемы 110-4Н на 110-12 и замену двух трансформаторов; в пункте 6 в качестве ОРУ ВН применяем схему 110-4; в пункте 5 осуществляем перевод с 35 кВ на 110 кВ по упрощенной схеме с демонтажем ОРУ.
Таблица П9.6
Расчет капиталовложений в подстанции для варианта 2
| № пс | 1 | 5 | 6 |
| Схема ОРУ ВН | 110-4Н => 110 – 12 | 35-4Н =>110-4 | 110 – 4 |
| КОРУ ВН тыс.руб | (10-2)·35=280 | 36,3 | 36,3 |
| Марка трансформатора | ТДТН-63000/110 | ТДН-10000/110 | ТДН-16000/110 |
| Кт, тыс.руб | 136·2=272 | 54·2 = 108 | 63·2=126 |
| Кп.ч тыс.руб | 320·(30%+20%)=160 | 130·70%=91 | 130 |
| Кпс, тыс.руб | 712 | 235,3 | 292,3 |
| КпсΣ, тыс руб | 1240,6 | ||
Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:
КΣ = Кл + Кпс = 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.
КвозврТ110 = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.
КвозврТ35 = 83,6·(1 – 3,5·25/100) = 10,45 тыс. руб.
КвозврQ35 = 9·2·(1 – 3,5·25/100) = 2,25 тыс. руб.
КвозврВЛ35 = 920·(1 – 2·25/100) = 460 тыс. руб.
КвозврΣ = 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тыс. руб.
Тогда КΣ = 3216,6 – 501,95 = 2715 тыс. руб.
Найдем суммарные издержки.
Иа.о.р.ВЛ = АЛ·КЛ = 0,028·1976 = 55,3 тыс. руб.
Иа.о.р.ПС = АПС·КПС = 0,094·1240,6 = 116,6 тыс. руб.
ИΣа.о.р. = Иа.о.р.ВЛ + Иа.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
| Линии | ВЛ 5 – 6 | ВЛ ИП2 – 1 | ВЛ1-5 |
| Рmax, МВт | 25 | 54 | 31,6 |
| Wгод , МВт.ч | 96050 | 245900 | 138300 |
| Тмах , ч | 3842 | 4553 | 5532 |
| Время потерь ч/год | 2262 | 2940 | 4018 |
| Smax , Мвар | 25,3 | 54,6 | 32 |
| R, Ом | 10,3 | 6,7 | 7 |
| Uном, кВ | 110 | 110 | 110 |
| Рл, МВт | 0,544 | 1,651 | 0,592 |
| Wгод.л, МВт ч/год | 1232 | 3735 | 1340 |
Таблица П9.8
Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах для варианта 2
| № пункта | 1 | 6 | 5 |
| Рмах, МВт | 79 | 25 | 11 |
| Wгод , МВт.ч | 303500 | 96050 | 42260 |
| Тмах , ч | 3842 | 3842 | 3842 |
| Время потерь ч/год | 2262 | 2262 | 2262 |
| Рхх, МВт | 0,056 | 0,019 | 0,014 |
| Рк, МВт | 0,29 | 0,085 | 0,06 |
| Sном.тр, МВА | 63 | 16 | 10 |
| ΔWгод т, МВт | 1842 | 610,2 | 346,7 |
ΔWГОД.ВЛ =Σ ΔWгод.вл – годовые потери энергии во всех линиях
ΔWГОД.Т =Σ ΔWгод.т – годовые потери энергии во всех трансформаторах
ΔWГОД = ΔWГОД.ВЛ + ΔWГОД.Т – суммарные годовые потери энергии
ΔWГОД.ВЛ = 1232 + 3735 + 1340 = 6307 МВт·ч/год
ΔWГОД.Т = 1842 + 610 + 346,7= 2800 МВт·ч/год
ΔWГОД = 6307 + 2800 = 9107 МВт·ч/год
Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп или 0,01 тыс.руб/МВт·ч
ИΣпотерь = 0,01·9107 = 91,07 тыс. руб.
ИΣ = 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
| Узел № | Код | Uном | Нагрузка | Генерация | ||
| кВ | P,мВт | Q,мВАр | P,мВт | Q,Мвар | ||
| 1 | 3 | 10. | 47.4 | 7.285 | 0. | 0. |
| 2 | 3 | 10. | 33. | 5.18 | 0. | 0. |
| 3 | 3 | 10. | 20. | 3.26 | 0. | 0. |
| 4 | 3 | 10. | 7. | 1.18 | 0. | 0. |
| 5 | 3 | 10. | 6.6 | 1.038 | 0. | 0. |
| 6 | 3 | 10. | 25. | 3.9 | 0. | 0. |
| 7 | 3 | 35. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 8 | 3 | 35. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 9 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 10 | 3 | 35. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 11 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 12 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 13 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 14 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 15 | 1 | 110. | 0. | 0. | 94.6 | 0. |
| 16 | 0 | 115.5 | 0. | 0. | 0. | 0. |
Таблица П10.2
Параметры ветвей в режиме наибольших нагрузок
| Ветвь | R | X | G | B | Кt | < Kt | |
| Начало | Конец | Ом | Ом | мкСм | мкСм | ||
| 4 | 7 | 0.7 | 7.3 | 152. | 937.2 | 0.314 | 0. |
| 5 | 8 | 0.44 | 5.05 | 239.7 | 1322. | 0.299 | 0. |
| 7 | 10 | 9.275 | 9.362 | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 8 | 10 | 7.003 | 9.635 | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 6 | 9 | 2.19 | 43.35 | 314. | 1851. | 0.096 | 0. |
| 9 | 13 | 10.29 | 10.674 | 0. | -245.2 | 0. | 0. |
| 13 | 16 | 6.693 | 11.477 | 0. | -286. | 0. | 0. |
| 2 | 12 | 1.27 | 29.95 | 489.8 | 3174.6 | 0.091 | 0. |
| 12 | 15 | 4.532 | 9.613 | 0. | -247.2 | 0. | 0. |
| 12 | 13 | 2.993 | 5.133 | 0. | -127.9 | 0. | 0. |
| 3 | 14 | 2.19 | 43.35 | 314. | 1851. | 0.096 | 0. |
| 14 | 15 | 9.275 | 9.622 | 0. | -221. | 0. | 0. |
| 1 | 11 | 0.25 | 6.8 | 925.62 | 7289.25 | 0.096 | 0. |
| 10 | 11 | 0.25 | 0. | 75.56 | 595.04 | 0.335 | 0. |
| 11 | 13 | 0.25 | 11.0 | 0. | 0. | 0. | 0. |
Таблица П10.3
Результаты расчета режима наибольших нагрузок
| Ветвь/узел | P, мВт | Q, мВАр | I | U | б | ∆U | ||||
| № узла | № узла | задано | расчёт | задано | расчёт | кА | кВ | град. | кВ | |
| 1 | 11 | -47.4 | -7.3 | 2.764 | .681 | |||||
| 1 | -47.4 | -47.4 | -7.3 | -7.3 | 10.0 | -13.3 | ||||
| 2 | 12 | -33.0 | -5.2 | 2.026 | .380 | |||||
| 2 | -33.0 | -33.0 | -5.2 | -5.2 | 9.5 | -15.1 | ||||
| 3 | 14 | -20.0 | -3.3 | 1.152 | .136 | |||||
| 3 | -20.0 | -20.0 | -3.3 | -3.3 | 10.2 | -17.1 | ||||
| 4 | 7 | -7.0 | -1.2 | 0.406 | .479 | |||||
| 4 | -7.0 | -7.0 | -1.2 | -1.2 | 10.1 | -16.9 | ||||
| 5 | 8 | -6.6 | -1.0 | 0.390 | .281 | |||||
| 5 | -6.6 | -6.6 | -1.0 | -1.0 | 9.9 | -15.9 | ||||
| 6 | 9 | -25.0 | -3.9 | 1.508 | .842 | |||||
| 6 | -25.0 | -25.0 | -3.9 | -3.9 | 9.7 | -15.1 | ||||
| 7 | 4 | 7.0 | 1.6 | 0.128 | .479 | |||||
| 7 | 10 | -7.0 | -1.6 | 0.128 | .504 | |||||
| 7 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 32.7 | -14.1 | ||||
| 8 | 5 | 6.6 | 1.4 | 0.117 | .281 | |||||
| 8 | 10 | -6.6 | -1.4 | 0.117 | .831 | |||||
| 8 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 33.3 | -14.2 | ||||
| 9 | 6 | 25.2 | 6.8 | 0.145 | .842 | |||||
| 9 | 13 | -25.2 | -6.8 | 0.145 | .080 | |||||
| 9 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 103.8 | -9.2 | ||||
| 10 | 7 | 7.5 | 2.1 | 0.128 | .504 | |||||
| 10 | 8 | 6.9 | 1.8 | 0.117 | 1.831 | |||||
| 10 | 11 | -14.4 | -3.9 | 0.245 | 0.035 | |||||
| 10 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 35.2 | -11.6 | ||||
| 11 | 1 | 47.5 | 9.5 | 0.267 | .681 | |||||
| 11 | 10 | 14.5 | 4.6 | 0.084 | .035 | |||||
| 11 | 13 | -62.1 | -14.1 | 0.350 | .818 | |||||
| 11 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 105.0 | -11.6 | ||||
| 12 | 2 | 33.2 | 8.5 | 0.185 | .380 | |||||
| 12 | 13 | |||||||||
| 12 | 15 | 31.4 | -44.2 | 0.365 | 3.000 | |||||
| 13 | 9 | 25.8 | 4.7 | 0.142 | .080 | |||||
| 13 | 11 | 62.2 | 18.1 | 0.350 | 1.818 | |||||
| 13 | 12 | 55.6 | -35.2 | 0.356 | .157 | |||||
| 13 | 16 | -143.6 | 12.3 | 0.379 | .657 | |||||
| 13 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 106.8 | -8.1 |
| |||
| 14 | 3 | 20.1 | 5.1 | 0.111 | .136 | |||||
| 14 | 15 | -20.1 | -5.1 | 0.111 | .074 | |||||
| 14 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 107.9 | -12.8 |
| |||
| 15 | 12 | -30.4 | 43.2 | 0.351 | .000 | |||||
| 15 | 14 | 30.4 | 2.8 | 0.108 | .074 | |||||
| 15 | 94,6 | 94,6 | 5.9 | 110.0 | -12.0 |
| ||||
| 16 | 13 | 51,2 | 5.1 | 0.379 | .657 | |||||
| 16 | 51,2 | 5.1 | 115.5 | 0.0 |
| |||||
Таблица П10.4
Параметры узлов в режиме наименьших нагрузок
| Узел № | Код | Uном | Нагрузка | Генерация | ||
| кВ | P,мВт | Q,мВАр | P,мВт | Q,Мвар | ||
| 1 | 3 | 10. | 15,8 | 7,2 | 0. | 0. |
| 2 | 3 | 10. | 6,6 | 3,2 | 0. | 0. |
| 3 | 3 | 10. | 2,0 | 0,911 | 0. | 0. |
| 4 | 3 | 10. | 1,4 | 0,6 | 0. | 0. |
| 5 | 3 | 10. | 2,2 | 1,066 | 0. | 0. |
| 6 | 3 | 10. | 2,5 | 1,06 | 0. | 0. |
| 7 | 3 | 35. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 8 | 3 | 35. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 9 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 10 | 3 | 35. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 11 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 12 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 13 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 14 | 3 | 110. | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 15 | 1 | 110. | 0. | 0. | 20. | 0. |
| 16 | 0 | 112.2 | 0. | 0. | 0. | 0. |
Таблица П10.5
Параметры ветвей в режиме наименьших нагрузок
| Ветвь | R | X | G | B | Кt | < Kt | |
| Начало | Конец | Ом | Ом | мкСм | мкСм | ||
| 4 | 7 | 0.7 | 7.3 | 152. | 937.2 | 0.314 | 0. |
| 5 | 8 | 0.44 | 5.05 | 239.7 | 1322. | 0.299 | 0. |
| 7 | 10 | 9.275 | 9.362 | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 8 | 10 | 7.003 | 9.635 | 0. | 0. | 0. | 0. |
| 6 | 9 | 2.19 | 43.35 | 314. | 1851. | 0.096 | 0. |
| 9 | 13 | 10.29 | 10.674 | 0. | -245.2 | 0. | 0. |
| 13 | 16 | 6.693 | 11.477 | 0. | -286. | 0. | 0. |
| 2 | 12 | 1.27 | 29.95 | 489.8 | 3174.6 | 0.091 | 0. |
| 12 | 15 | 4.532 | 9.613 | 0. | -247.2 | 0. | 0. |
| 12 | 13 | 2.993 | 5.133 | 0. | -127.9 | 0. | 0. |
| 3 | 14 | 2.19 | 43.35 | 314. | 1851. | 0.096 | 0. |
| 14 | 15 | 9.275 | 9.622 | 0. | -221. | 0. | 0. |
| 1 | 11 | 0.25 | 6.8 | 925.62 | 7289.25 | 0.096 | 0. |
| 10 | 11 | 0.25 | 0. | 75.56 | 595.04 | 0.335 | 0. |
| 11 | 13 | 0.25 | 11.0 | 0. | 0. | 0. | 0. |
ВВЕДЕНИЕ
В данном дипломном проекте будет сделан обзор научно-технической литературы. В нем рассмотрим вопросы о повышении надежности воздушных линий при воздействии атмосферных нагрузок и способы эффективного удаления гололедообразований с проводов ВЛ. Далее выполним проектирование электропередачи от строящейся ГЭС в энергосистему с промежуточной подстанцией. Из нескольких вариантов электропередачи необходимо выбрать один, удовлетворяющий условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей промежуточной подстанции, а так же приемной системы, обеспечиваемых электроэнергией от ГЭС. Кроме того выбранный вариант должен быть экономически выгодным. Критерием определения рационального варианта является минимум приведенных затрат. Для выбранной электропередачи требуется рассчитать основные режимы работы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный. Так же рассчитаем режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции. Помимо проектирования линии 500 кВ выполним проектирование развития районной электрической сети: необходимо дать характеристику потребителей и источников питания; определить потребную району мощность; для двух выбранных вариантов развития определить (проверить) сечения проводов, трансформаторы у потребителей; в результате технико-экономического сравнения выбрать рациональный вариант, для которого произвести расчет и анализ основных режимов работы. Кроме того, требуется рассчитать основные технико-экономические показатели электропередачи: капиталовложения, издержки, себестоимость передачи электроэнергии. В разделе по безопасности и экологичности проекта рассмотрим технику безопасности при профилактических испытаниях изоляции воздушных линий. Так же произведем механический расчет провода и троса линии 500 кВ.
ВЛ ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ АТМОСФЕРНЫХ НАГРУЗОК
1.1 О повышении надежности ВЛ при воздействии атмосферных нагрузок
В настоящее время в РФ значения нормативных атмосферных нагрузок на системы ВЛ определяются по методике [1] по региональным картам гололедных, гололедно-ветровых и ветровых нагрузок [1]. Гололедные нагрузки с заданной надежностью (вероятность непревышения нагрузки в 1 год) принимаются на основе данных измерений в течение 25 - 30 лет случайных значений максимальной в год массы гололеда на площадке метеостанции на высоте 2 м на проводе диаметром 5 мм на длине 1 м. На основе полученных данных о годовых максимумах массы гололеда на высоте 2 м от земли для метеостанции А создается статистический ряд значений толщин стенок b цилиндрического гололеда на проводе, эквивалентных массе гололеда с плотностью 0,9 г/см3, пересчитанных к высоте 10 м, диаметру 10 мм с поправкой на влияние закрытости провода метеостанции другими объектами.
В дальнейшем случайные значения выстраиваются в возрастающем порядке и определяется ежегодная надежность (вероятность непревышения) каждого члена по формуле (1).
(1.1)
где n - номер члена ряда в порядке возрастания; m -общее число лет измерений на метеостанции.
Таким образом, получается интегральная статистическая функция bn = F(bn).
Нормативное значение ежегодной надежности F(bЭ) можно рассчитать по формуле (1.2)
F(bЭ) = 1 – 1/ТН (1.2)
где bЭ - нормативная толщина стенки гололеда для высоты 10 м над поверхностью земли по ПУЭ; ТН -средний нормированный в гл. 2.5 ПУЭ период превышения bЭ лет; 1/ТН - частота превышения bЭ в 1 год. В гл. 2.5 ПУЭ 7-го издания нормировано ТН 1 раз в 25 лет, которому соответствует ежегодная надежность F(bЭ25) =0,96
По функции распределения значений bn по графику в координатах lnbn, lnln[F(bn)], соответствующих второму предельному закону распределения экстремальных в год значений bn, для нормированного значения F(bЭ) определяется нормированное значение bЭ.
Далее, для группы метеостанций, расположенных на территории энергосистемы в сходных условиях рельефа местности, строится график регрессионной зависимости bЭ = f(H), где Н - отметка высоты места расположения площадки метеостанции. По значениям bЭ25 на метеостанции в пределах, регламентированных гл. 2.5 ПУЭ, определяется диапазон значений Нн1 и Нн2, по которым на карте проводят границы территорий, на которых надо при проектировании ВЛ принимать в расчетах на прочность данное нормативное значение bЭ в миллиметрах.
Анализ данных практического применения методики [1] позволил установить существенные недостатки этого документа. В [1] ошибочно предполагается, что, как и на площадке метеостанции, на всей территории в границах района гололедности значение bЭ имеет ежегодную надежность F(bЭ) = 0,96 и на этой территории значение bЭ может быть превышено в среднем 1 раз в течение 25 лет.
Ежегодная надежность bЭ по [1] практически относится только к площадкам метеостанций, на каждой из которых значения bЭ были (и будут) обусловлены независимыми случайными атмосферными процессами, имевшими место в разные годы на этой территории.
Проведенный анализ показывает, что по [1] не представляется возможным с использованием интегральных статистических функций распределения bn для нескольких метеостанций выделить территорию между этими метеостанциями и на периферии, где бы нормативное значение bЭ25 соответствовало бы его ежегодной надежности F(bЭ) = 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+ρtп)τ = (СраРа+ СрстРст)(tп – tв) + εC0T4Sτ + 1,1 
(tп – tв)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; tв - температура провода при отсутствии электрического тока, принимаемая равной температуре воздуха; tп - минимальная температура провода, необходимая для предотвращения гололедообразования; τ - время нагрева провода; (СраРа+ СрстРст)(tп – tв) - энергия, затраченная на нагрев провода до tп; εC0T4S - мощность излучения с поверхности провода, причем Т измеряется в Кельвинах (1 К = 273°С ± t); 1,1 
(tп – tв) - потери мощности при вынужденной конвекции.
Из уравнения (1.3) определяется время τ, необходимое для нагрева голого сухого провода до tn при температуре воздуха tв.
В дальнейшем расчеты выполнены для провода АС 120/19.
Результаты расчетов для провода АС 120/19 при условиях tn = +2°С, tв = - 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 tn в установившемся режиме для сухого голого провода АС 120/19 при tв = -5°С. Результаты в приложении 1(табл. П1.2).
Из результатов расчета tn, приведенных в табл. 1.2 для провода АС 120/19, следует, что наиболее устойчиво можно осуществить предотвращение гололедообразования при расчетном ветре 2 м/с. В случае увеличения скорости ветра до 10 м/с по трассе ВЛ остановить процесс гололедообразования можно при нагреве провода током >400А. Мощность, необходимая для нагрева провода АС 120/19 до tn = +2°C электрическим током 400 А, минимальна и составляет 34,8 кВт/км, а при 500 А - около 55 кВт/км.
Баланс энергии в режиме непрерывной плавки гололеда цилиндрической формы для удаления его с провода ВЛ в заданный отрезок времени. Удаление гололеда с провода ВЛ состоит из двух стадий переходного во времени процесса. На первой стадии после включения электрического тока происходит нагрев провода. Температура провода со временем увеличивается от tB 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 = Срл Gн(t0 – t1)/2 + Срл Jпл(t0 – tв) + Jпл +
+ εC0T4Sτ + 1,1 
(t1 – tв) (1.4)
где Gн – плотность гололеда; Jпл – вес 1 м расплавляемого гололеда; Спл – скрытая теплота плавления гололеда; Срл – 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 tп = 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 = (СраРа+ СрстРст)(tп – tв) + 0,5·1,1 
(tп – tв)τ (1.5)
где 0,5·1,1 
(tп – tв)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 = СрлJ’пл(– tв) +СплJ’пл + 0,5·1,1 ( – tв/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].
Дата: 2019-07-30, просмотров: 186.
