Согласно [4] расчет проводов и тросов воздушных линий производится по методу допускаемых механических напряжений при воздействии нормативных нагрузок.
Различные состояния линии электропередачи называются режимами работы линии. Нормальным режимом работы строительных конструкций ВЛ называется состояние ВЛ при необорванных проводах и тросах. Аварийным режимом называется состояние ВЛ при оборванных одном или нескольких проводах или тросах. Монтажным режимом ВЛ называется состояние ВЛ в условиях монтажа опор, проводов, тросов.
Сочетания механических нагрузок в разных режимах работы ВЛ:
нормальный режим - основные сочетания;
монтажный режим - дополнительные сочетания;
аварийный режим - особые сочетания.
Предварительно, из справочников [2, 5],выписываются основные физико-механические и конструктивные данные заданной марки провода.
В результате механического расчета проводов и тросов определяются механические нагрузки, действующие на провода и тросы, внутренние напряжения, возникающие в них при самых неблагоприятных сочетаниях климатических условий, а также находятся длина пролета Lгаб и наибольшая стрела провеса провода fгаб..
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.
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. |
Дата: 2019-07-30, просмотров: 220.
