Підвищення надійності повітряних ліній при впливі атмосферних навантажень

Размещено на http://www.allbest.ru/

Дипломна робота

Підвищення надійності повітряних ліній при впливі атмосферних навантажень

Зміст

Вступ

1. ПЛ при впливі атмосферних навантажень

1.1 Про підвищення надійності ПЛ при впливі атмосферних навантажень

1.2 Підвищення ефективності видалення ожеледі із проводів ПЛ

2. Лінія електропередачі 500 кв

2.1 Вибір схеми, номінальної напруги й перетину проводів ділянок електропередачі

2.2 Вибір схеми електричних сполук передавальної станції й проміжної підстанції

2.3 Техніко-економічне обґрунтування найбільш раціонального варіанта

2.4 Розрахунок нормальних, й особливих режимів електропередачі

2.4.1 Розрахунок режиму найбільшої переданої потужності. Параметри елементів схеми заміщення

2.4.4 Розрахунок режиму синхронізації на шинах проміжної підстанції

2.3.5 Розрахунок режиму синхронізації на шинах передавальної станції

3. Розвиток районної електричної мережі

3.1. Аналіз вихідних даних

3.1.1 Характеристика споживачів

3.1.2 Характеристика джерел живлення

3.2 Споживання активної й баланс реактивної потужності в проектованій мережі

3.2.1 Визначення потрібної району активної потужності й енергії

3.2.2 Складання балансу реактивної потужності

3.3 Конфігурація, номінальна напруга, схема електричних сполук, параметри основного електроустаткування мережі

3.3.1 Складання раціональних варіантів схем мережі

3.3.2 Попередній вибір напруги

3.3.3 Вибір перетинів проводів

3.3.4 Вибір трансформаторів у споживачів

3.4 Розрахунки параметрів основних режимів роботи мережі

3.4.1 Складання схеми заміщення й визначення її параметрів

3.4.2 Розрахунок і аналіз режиму найбільших навантажень

3.4.3 Розрахунок і аналіз режиму найменших навантажень

3.4.4 Розрахунок і аналіз після аварійного режиму

3.5 Регулювання напруги мережі

4. Визначення техніко-економічних показників електричної мережі

4.1 Лінія електропередачі 500 кв

4.2 Районна електрична мережа

5. Заходи що до забезпечення вимог безпеки й екологічності при профілактичних випробуваннях ізоляції повітряних ліній

5.1 Призначення й існуючі методи профілактичних випробувань ізоляції діючих повітряних ліній електропередачі

5.2 Випробування ізоляції мегаометром

5.3 Вимоги до конструкції штанг за умовами техніки безпеки

5.4 Міри безпеки при роботах штангами на невідключених ВЛ

5.5 Періодичні випробування штанг

6. Механічний розрахунок проводів і тросів у нормальному режимі з використанням ЕОМ

Висновок

Список літератури

Вступ

повітряний лінія атмосферний навантаження

У даному дипломному проекті буде розглянуте питання про підвищення надійності повітряних ліній при впливі атмосферних навантажень і способи ефективного видалення ожеледі із проводів ВЛ. Далі виконаємо проектування електропередачі від споруджуваної ГЕС в енергосистему із проміжною підстанцією. З декількох варіантів електропередачі необхідно вибрати один, що задовольняє умовам надійного постачання електроенергією споживачів проміжної підстанції, а так само приймальні системи, забезпечуваних електроенергією від ГЕС. Крім того обраний варіант повинен бути економічно вигідним. Критерієм визначення раціонального варіанта є мінімум наведених витрат. Для обраної електропередачі потрібно розрахувати основні режими роботи: найбільшої переданої потужності, найменшої переданої потужності, після аварійний. Так само розрахуємо режими синхронізації на шинах проміжної підстанції й на шинах передавальної станції. Крім проектування лінії 500 кВ виконаємо проектування розвитку районної електричної мережі: необхідно дати характеристику споживачів і джерел живлення; визначити потрібну району потужність; для двох обраних варіантів розвитку визначити (перевірити) перетину проводів, трансформатори в споживачів; у результаті техніко-економічного порівняння вибрати раціональний варіант, для якого зробити розрахунок і аналіз основних режимів роботи. Крім того, потрібно розрахувати основні техніко-економічні показники електропередачі: капіталовкладення, витрати, собівартість передачі електроенергії. У розділі по безпеці й екологічності проекту розглянемо техніку безпеки при профілактичних випробуваннях ізоляції повітряних ліній. Так само зробимо механічний розрахунок провід й троса лінії 500 кВ.

1. ВЛ при впливі атмосферних навантажень

1.1 Про підвищення надійності ВЛ при впливі атмосферних навантажень

У наш год значення нормативних атмосферних навантажень на системи ВЛ визначаються за методикою [1] по регіональних картах ожеледі, і вітрових навантажень [1]. Ожеледні навантаження із заданою надійністю приймаються на основі даних вимірів протягом 25 - 30 років випадкових значень максимальної в рік маси ожеледі на площадці метеостанції на висоті 2 м на проведенні діаметром 5 мм на довжині 1 м. На основі отриманих даних про річні максимуми маси ожеледі на висоті 2 м від землі для метеостанції А створюється статистичний ряд значень товщини стінок b циліндричної ожеледі на проведенні, еквівалентних масі ожеледі із щільністю 0,9 г/см3, перелічених до висоти 10 м, діаметру 10 мм із виправленням на вплив закритості провід метеостанції іншими об'єктами.

Таким чином, виходить інтегральна статистична функція

bn = F(bn)

Нормативне значення щорічної надійності F(bЕ) можна розрахувати по формулі

F(bЕ) = 1 - 1/ТН

де bЕ - нормативна товщина стінки ожеледі для висоти 10 м над поверхнею землі по ПУЕ; ТН -середній нормований у гл. 2.5 ПУЕ період перевищення bЕ років; 1/ТН - частота перевищення bЕ в 1 рік. У гл. 2.5 ПУЕ 7-го видання нормовано ТН 1 раз в 25 років, якому відповідає щорічна надійність F(bЕ25) =0,96

По функції розподілу значень bn за графіком у координатах lnbn, lnln[F(bn)], що відповідають другому граничному закону розподілу екстремальних у рік значень bn, для нормованого значення F(bЕ) визначається нормоване значення bЕ.

Далі, для групи метеостанцій, розташованих на території енергосистеми в подібних умовах рельєфу місцевості, будується графік регресійної залежності bЕ = f(H), де Н - оцінка висоти місця розташування площадки метеостанції. За значеннями bЕ25 на метеостанції в межах, регламентованих гл. 2.5 ПУЕ, визначається діапазон значень Нн1 і Нн2, по яких на карті проводять границі територій, на яких треба при проектуванні ВЛ приймати в розрахунках на міцність дане нормативне значення bЕ в міліметрах.

Аналіз даних практичного застосування методики [1] дозволив установити істотні недоліки цього документа. В [1] помилково передбачається, що, як і на площадці метеостанції, на всій території в границях району значення bЕ має щорічну надійність F(bЕ) = 0,96 і на цій території значення bЕ може бути перевищене в середньому 1 раз протягом 25 років.

Щорічна надійність bЕ по [1] практично ставиться тільки до площадок метеостанцій, на кожній з яких значення bЕ були (і будуть) обумовлені незалежними випадковими атмосферними процесами, що мали місце в різні роки на цій території.

Проведений аналіз показує, що по [1] не представляється можливим з використанням інтегральних статистичних функцій розподілу bn для декількох метеостанцій виділити територію між цими метеостанціями й на периферії, де б нормативне значення bЕ25 відповідало б його щорічній надійності F(bЕ) = 0,96. Отже, методика [1] у цій частині не відповідає своєму основному призначенню: визначати територію, на якій нормативні атмосферні навантаження перевищуються в середньому не хащі 1 рази в 25 років.

Одним з факторів підвищення надійності систем ВЛ є обґрунтована оцінка щорічної надійності атмосферних навантажень на території розташування систем ВЛ (а не на площадці метеостанції). Оцінка щорічної надійності атмосферних навантажень на ВЛ і визначення значень повинні виконуватися для території по інтегральній статистичній функції, складеної з річних максимумів ожеледі навантажень на цій території (а не на площадці метеостанції), характерну загальними ознаками (рівнина, низовина, височина й ін.). Всі ділянки території, віднесені до даного нормативного району, повинні розташовуватися в інтервалі висотних оцінок місцевості не більше 150 м. Так само для підвищення надійності ВЛ необхідно виконувати реконструкцію ВЛ, або скористатися плавкою ожеледі на проводах ВЛ.

1.2 Підвищення ефективності видалення ожеледі із проводів ВЛ

Повітряні лінії електропередачі відповідно до норм розраховуються на міцність із урахуванням впливу атмосферних навантажень (ожеледь, вітер і їхнє сполучення) і температури повітря.

Передбачено систему заходів і способів підвищення надійності електропостачання по ВЛ в умовах ожеледі на діючих лініях електропередачі. До числа заходів ставиться уточнення методу визначення вітрових навантажень на території енергосистеми з урахуванням впливу навантажень на системи ВЛ і відповідна реконструкція ВЛ із урахуванням впливу більших величин навантажень при нормованій щорічній надійності. До числа способів ставиться запобігання ожеледі за допомогою нагрівання провід електричним струмом або видалення ожеледі на проводах ВЛ методом його плавлення за допомогою нагрівання проводів електричним струмом.

Коли є умови для ожеледі (негативна температура повітря, туман), на початковій стадії можна запобігти ожеледі на проведенні ВЛ, збільшуючи силу струму до значень, що нагрівають провід ВЛ до позитивної температури (наприклад, до +2°С), щоб запобігти замерзанню крапель води на проведенні ВЛ. У цьому випадку температура t > 2°С повинна зберігатися до закінчення процесу ожеледі на проводах ВЛ.

Якщо на початковій стадії ожеледі температура провід негативна, то утвориться однобічна ожеледь, при якому може виникнути танець проводів ВЛ. Для запобігання танцю проводів доцільно видаляти ожеледь, створюючи силу електричного струму, достатню для плавлення однобічної ожеледі.

При тривалому процесі ожеледі на проведенні біля опор ВЛ утвориться однобічна ожеледь. У середній частині прольоту ВЛ провід закручується під впливом моменту від ваги однобічної ожеледі так, що згодом утвориться ожеледь циліндричної форми.

У кожному з перерахованих варіантів запобігання ожеледі або видалення ожеледі істотно різні умови теплового балансу, які повинні бути відбиті у відповідних рівняннях.

У кожному варіанті є стадія нагрівання провід (до +2°С - для запобігання ожеледі, 0°С -- для початку плавки ожеледі).

Баланс енергії при нагріванні провід в режимі запобігання ожеледі на проведенні ВЛ. У наступних рівняннях і для балансу енергії й потужності прийнято, що в умовах ожеледі при тумані вдень і вночі поглинання променистої енергії з навколишнього середовища дорівнює нулю.

Рівняння балансу енергії (1.3) при нагріванні сухого голого провід наведено далі

0,95I2R0(1+сtп)ф = (СраРа+ СрстРст)(tп - tв) + еC0T4Sф + 1,1

де I - сила струму; R0 - опір провід при t = 0°С; коефіцієнт 0,95 ураховує, що фактичні значення опорів дротів у проведенні мають розкид убік менших значень; р = 0,004031/°З - температурний коефіцієнт опору алюмінієвих дротів; tв - температура провід при відсутності електричного струму, прийнята рівній температурі повітря; tп - мінімальна температура провід, необхідна для запобігання ожеледі; ф - год нагрівання провід; (СраРа+ СрстРст)(tп - tв) - енергія, витрачене на нагрівання провід до tп; еC0T4S - потужність випромінювання з поверхні провід, причому Т виміряється в Кельвінах (1 К = 273°С ± t); 1,1 (tп - tв) - втрати потужності при змушеній конвекції.

З рівняння (1.3) визначається год ф, необхідне для нагрівання голого сухого провід до tn при температурі повітря tв.

Надалі розрахунки виконані для провід АС 120/19.

Результати розрахунків для провід АС 120/19 при умовах tn = +2°С, tв = - 5°С, V=2м/с, V=5м/с, V=10м/c наведені в додатку 1(табл. П1.1.).

Як треба з результатів розрахунку, для голого провід АС 120/19 при його нагріванні від -5°С до +2°С зміна швидкості вітру по трасі ВЛ істотно впливає на можливість запобігання ожеледі.

З рівняння (1.3) при t=? обчислюються значення температури tn у сталому режимі для сухого голого провід АС 120/19 при tв = -5°С. Результати в додатку 1(табл. П1.2).

З результатів розрахунку tn, наведених у табл. 1.2 для провід АС 120/19, треба, що найбільше стійко можна здійснити запобігання ожеледі при розрахунковому вітрі 2 м/с. У випадку збільшення швидкості вітру до 10 м/с по трасі ВЛ зупинити процес ожеледі можна при нагріванні провід струмом >400А. Потужність, необхідна для нагрівання провід АС 120/19 до tn = +2°C електричним струмом 400 А, мінімальна й становить 34,8 кВт/км, а при 500 А - близько 55 кВт/км.

Баланс енергії в режимі безперервної плавки ожеледі циліндричної форми для видалення його із провід ВЛ у заданий відрізок часу. Видалення ожеледі із провід ВЛ складається із двох стадій перехідного в часі процесу. На першій стадії після включення електричного струму відбувається нагрівши провід. Температура провід згодом збільшується від tB до t0 = 0°С, при якій починає плавитися лід. На другій стадії, коли провід нагріте до t0 = 0°C, зверху на границі провід - ожеледь циліндричної форми починає плавитися лід і тривають нагрівши ожеледі до сталого значення t1.

Баланс енергії в режимі безперервної плавки для видалення ожеледі в заданий відрізок часу визначається наступним рівнянням:

0,95I2R0ф = Срл Gн(t0 - t1)/2 + Срл Jпл(t0 - tв) + Jпл + еC0T4Sф + 1,1 (t1 - tв)

де Gн - щільність ожеледі; Jпл - вага 1 м ожеледі, що розплавляється; Спл - схована теплота плавлення ожеледі; Срл - питома теплоємність ожеледі.

По рівнянню (1.4) виконані розрахунки значень електричного струму, необхідних для видалення ожеледі й паморозі, при заданих часах видалення ожеледі 15, 30, 45 і 60 хв для провід марки АС 120/19 при різних сполученнях погодних умов (температура повітря, швидкість вітру, вітер спрямований нормально осі ВЛ).

Аналіз розрахунків показує, що з метою економії електроенергії необхідно плавити ожеледь невеликих розмірів при мінімальному часі плавки. Таке рішення істотно підвищує надійність електропостачання по системах ВЛ.

Баланс енергії при видаленні однобічного ожеледі. При температурі повітря -2 - 0°С ожеледь утвориться з навітряної сторони провід.

Електричні струми в проводах ВЛ при нормованій щільності в зимових умовах уночі нагрівають провід не більше ніж на 0,5°С, тому при негативній температурі повітря, якщо вчасно не скористатися достатнім попереджувальним нагріванням провід ВЛ, при погодних умовах, що відповідають ожеледі, на проведенні починає утворюватися ожеледь, товщина стінки якого збільшується назустріч вітру.

При розрахунках струмів для видалення однобічної ожеледі товщиною стінки 1 - 2 див необхідно знати год нагрівання провід до tп = 0°C і год, необхідне для плавлення тонкого шару льоду товщиною 1-1,5 мм. Після плавлення тонкого шару льоду однобічна ожеледь упаде під дією власної ваги. Оскільки плавка ожеледі не почнеться до того, як провід нагріється до 0°С, те треба окремо розглядати:

процес нагрівання провід до 0°С при наявності на ньому однобічної ожеледі;

процес плавки ожеледі, коли на границі ожеледь - провід температура не змінюється.

Процес нагрівання провід до 0°С на границі однобічна ожеледь - провід. Видалення однобічної ожеледі повинне виконуватися при нагріванні провід струмом більше 1 кА протягом декількох секунд. За кілька секунд температура t1 на зовнішній поверхні ожеледі зміниться так мало, що можна зневажити при розрахунках втратами енергії на конвекцію з поверхні ожеледі. У результаті наближене рівняння балансу енергії при нагріванні провід з однобічною ожеледдю має такий вигляд:

0,95I2R0ф = (СраРа+ СрстРст)(tп - tв) + 0,5·1,1(tп - tв)ф

де 0,5·1,1(tп - tв)ф - затраты Енергии на конвекцию с поверхности голого провода.

З рівняння (1.5) визначається год ф, необхідне для нагрівання провід до 0°С. Розрахунки показують, що при струмах у діапазоні 3000 А - 8000 А год нагрівання провід до 0°С становить частки секунди. Для нагрівання провід до 0°С необхідна потужність при короткому замиканні до 14,5 тис. кВт/км провід. При цьому витрати енергії становлять не більше 0,5 квт-ч/км провід.

Видалення однобічної ожеледі із проводів ВЛ. Різноманітні умови нагрівання й тепловіддачі при однобічної ожеледі на проведенні ВЛ. Для рішення питання про видалення однобічної ожеледі із проводів ВЛ необхідно застосовувати умовні моделі тепловіддачі з поверхонь голого провід й однобічного відкладення ожеледі.

Основна ідея полягає в тім, що втрати енергії на конвекцію з поверхні голих частин провід, екранованого однобічною ожеледдю, розраховуються, як це зроблено в рівнянні (1.3), з урахуванням коефіцієнта 0,5, а втрати енергії на нагрівання й плавлення шару ожеледі з навітряної сторони розраховуються по рівнянню (1.6) з урахуванням специфіки плавлення тонкого шару однобічного льоду

0,95I2R0ф = СрлJ'пл(- tв) +СплJ'пл + 0,5·1,1( - tв/2)ф

де J'пл - вага шару ожеледі товщиною 1 - 1,5 мм на довжині 1 м.

Видалення однобічної ожеледі передбачає нагрівши провід струмом з наступним плавленням тонкої плівки льоду на границі провід - ожеледь, що під дією власної ваги повинен падати.

Завдання зводиться до визначення витрат часу, необхідних для плавлення плівки ожеледі товщиною 1 -- 1,5 мм на границі провід - ожеледь. Провід попередньо буде нагрітий до t0 = 0°С, коли відбувається плавлення плівки з наступним обпаданням відкладення.

З рівняння (1.6) визначається год ?, необхідне для плавлення однобічного ожеледі.

З отриманих результатів треба, що найбільш прийнятний діапазон електричних струмів перебуває в межах 5000 - 8000 А. У цьому випадку год плавки ожеледі (з урахуванням часу нагрівання провід) перебуває в межах 3,42 - 1,05 с. Необхідна потужність від 5,6 до 14,5 тис. кВт/км провід. Витрати електроенергії на нагрівання провід й плавлення ожеледі не більше 4,24 квт-рік/км провід.

Порівняння ефективності способів видалення ожеледі. Виконані розрахунки дозволяють зрівняти ефективність розглянутих способів видалення ожеледі на проводах ВЛ.

Результати розрахунків зведені в табл. П1.3.

Як видно з даних табл. П1.3., спосіб видалення однобічної ожеледі - найбільш ефективний по витратах як часу, так і електроенергії. Цей спосіб дає можливість протягом одного робочого дня видалити ожеледь по черзі на всіх ВЛ на території, де ожеледні навантаження збільшуються інтенсивніше, ніж в інших частинах енергосистеми, і можуть бути небезпечні для міцності ВЛ. Застосовність даного способу залежить від технічних можливостей в енергосистемі.

Висновки: питання про підвищення надійності ВЛ при впливах атмосферних навантажень досить актуальний. У даній главі розглянуті дві статті на цю тему. У першій піднята проблема про перевищення нормативних ожеледних навантажень і уточнена методика визначення атмосферних навантажень по регіональних картах [1]. У другій статті запропоновані рівняння для визначення струмів і часу плавки ожеледі на проводах ВЛ і зроблені висновки про найбільш ефективні способи видалення ожеледі [2].

2. Лінія електропередачі 500 кВ

2.1 Вибір схеми, номінальної напруги й перетину проводів ділянок електропередачі

Проектує електропередача, що зв'язує споруджувану гідроелектростанцію із проміжною підстанцією й потужною прийомною системою.

Вибір числа ланцюгів на ділянках електропередачі виробляється за умовою надійного постачання енергією споживачів проміжної підстанції, а також споживачів прийомної системи, забезпечуваних енергією від ГЕС.

Зіставляючи три задані величини :

найбільша потужність, передана від ГЕС Р0=1020 МВт;

найбільша потужність споживачів проміжної підстанції Рп/ст =520 МВт;

оперативний резерв потужності, наявний у прийомній системі Ррезерв =320 МВт

намітимо наступні варіанти схеми ділянок електропередачі (тому що проектована мережа розташовується в Західному Сибірі, те можливе використання тільки напруги 500 кВ):

Варіант 1

Лінія 500 кВ довжиною 510 км (два ланцюги)

Iрасч = Pmax. л./(N• v3• Uном• cosц)

Iрасч = 1020./(2 v3 500 0,98) = 613 А

Fрасч = Iрасч/(n• jрасч)

Fрасч = 613/(3• 1) = 205 мм2

Так як мінімальний перетин провід за умовами корони для напруги 500 кВ 300/66, те вибираємо провід: 3?АС 300/66.

Iдоп = 3• 680 = 2040 А

2040 > 2 613=1226,

значить провід по нагріванню проходить

Лінія 500 кВ довжиною 380 км (один ланцюг)

Iрасч = Pmax. л./(N• v3• Uном• cosц) = (P0 - Рпс)./(N• v3• Uном• cosц)

Iрасч = 500./(1 v3 500 0,98) = 589 А

Fрасч = Iрасч/(n• jрасч)

Fрасч = 589 /(3• 1) = 196 мм2

Так як мінімальний перетин провід за умовами корони для напруги 500 кВ 300/66, те вибираємо провід: 3?АС 300/66.

Iдоп = 3• 680 = 2040 А

2040 > 589, значить провід по нагріванню проходить

Варіант 2

Лінія 500 кВ від ГЕС до проміжної підстанції аналогічна варіанту 1, тобто використовується провід 3?АС 300/66.

Лінія 500 кВ довжиною 380 км (два ланцюги)

Iрасч = Pmax. л./(N• v3• Uном• cosц) = (P0 - Рпс)./(N• v3• Uном• cosц)

Iрасч = 500./(2 v3 500 0,98) = 295 А

Fрасч = Iрасч/(n• jрасч)

Fрасч = 295 /(3• 1) = 98,2 мм2



Так як мінімальний перетин провід за умовами корони для напруги 500 кВ 300/66, те вибираємо провід: 3?АС 300/66.

Iдоп = 3• 680 = 2040 А

2040 > 2 295=590,

значить провід по нагріванню проходить

2.2 Вибір схеми електричних сполук передавальної станції й проміжної підстанції

Варіант 1

З урахуванням власних потреб (приймаємо 1%): Ррасч = 1,01• 1020 = 1032Мвт. Вибираємо 4 гідрогенератори

СВФ 730/230 - 24.

Sном.г= 306 МВА, Рном. г = 260 МВт, U ном = 15,75 кВ, cosц =0,85, Хd = 1,31,

Х'd = 0,44 , Х”d = 0,3.

Розташовувана потужність ГЕС дорівнює 1040 Мвт.

З урахуванням підключення одного генератора до блокового трансформатора вибираємо чотири ТДЦ 400000/500 з наступними номінальними параметрами:

Sном. тр = 400 МВА, Uвн ном = 525 кВ, Uнн ном = 15,75 кВ,

Д Рк = 0,8 МВт, ДРх = 0,35 МВт, Rт = 1,4 Ом, Хт = 89,5 Ом.

При числі приєднань рівному шести на напрузі 500 кВ вибираємо полуторну схему РУ.

На проміжній підстанції при трьох лініях застосуємо схему трансформатори - шини із приєднанням ліній через два вимикачі.

На підстанції споживачі харчуються від шин 220 кВ через групи автотрансформаторів (2х3+1)АОДЦТН-167000/500/220. Визначимо кількість ліній, що відходять, від РУ 220 кВ, орієнтуючись на їхню натуральну потужність:

n = Рп/ст/135 = 520/135 = 3,82, отже приймаємо n = 4.

При числі приєднань рівному шести вибираємо схему одна система шин з обхідний з окремими секційним і обхідним вимикачами. Схема електричних сполук для першого варіанта електропередачі представлена на Мал П2.1. (додаток 2).

Варіант 2

Схема ГЕС така ж як і в першому варіанті. Як схема ОРУ 500 кВ підстанції при чотирьох лініях застосуємо схему трансформатори - шини з полуторним приєднанням ліній. На ОРУ 220 кВ схема така ж як і в першому варіанті. Схема електричних сполук для першого варіанта електропередачі представлена на Мал П2.2. (додаток 2).

Виберемо вимикачі:

У ланцюзі генераторів:

I max = 260/(1,73• 15,75• 0,85) = 11,2 кА

ВВГ - 20 - 160

U ном = 20 кВ, I ном = 20 кА, I откл = 160 кА

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

ВВМ - 500Б - 31,5

U ном = 500 кВ, I ном = 2000 А, I откл = 31,5 кА

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

ВВБ - 220Б - 31,5/2000В1

U ном = 220 кВ, I ном = 2000 А, I откл = 31,5 кА.

2.3 Техніко-економічне обґрунтування найбільш раціонального варіанта

Економічним критерієм визначення найбільш раціонального варіанта є мінімум наведених витрат, які обчислюються по наступній формулі:

3= Ен · К? +И? +У,

де

Ен = 0,12 - нормативний коефіцієнт порівняльної ефективності капіталовкладень.

К? - капіталовкладення, И? - витрати,В - збиток від недовідпустки електроенергії

К? = Кл + Кп/ст.

Кл = До· ?, где Ко- удельная стоимость сооружения линий; ? - длина линии, км

Кп/ст = Кору + Ктр + Кку + Кпч

У розрахунку не враховується вартість пристроїв, що компенсують, тобто Кку = 0

Кору = Корувн + Корусн

Ктр- капіталовкладення трансформаторів

Кпч - постійна частина витрат

І? = И?а.о.р.+ И?втрати Е

І?.о.р а.- витрати амортизацію, обслуговування й ремонт

І?втрати ЕЕ - витрати від втрат електроенергії

І?а.о.р = Иа.о.р.л + И а.про р п/ст

І?втрати ЕЕ =Ивтрати ЕЕВЛ + Ивтрати тр



червоний - щорічні витрати на амортизацію, обслуговування й ремонт повітряних ліній в % від капіталовкладень.

І а.про р п/ст = а п/ст · К п/ст

Розрахунок зробимо для схем частин, що відрізняються, варіантів схем 1 і 2 ( 2-й ділянка ВЛ, ОРУ ВН підстанції).

Т. к. в обох варіантах на проміжній підстанції застосовується схема трансформатори-шини (в 1-м із приєднанням ліній через два вимикачі, в 2-м через півтора) і число вимикачів дорівнює шести для обох схем, те їхня вартість однакова. Тому порівнюємо тільки 2-й ділянка ВЛ. У результаті одержали:

З = Ен· К + И + У

З1 = 0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тис. грн.

З2 = 0,12·37470 + 1642,5 = 6139 тис. грн.

Оцінимо різницю в % : ? = (6139 - 4800) ·100% /6139 = 21,8%

Таким чином схема 1 обходиться дешевше, ніж схема 2, тому за техніко-економічними показниками найбільш раціональним варіантом схематичного виконання електропередачі є варіант 1 і весь подальший розрахунок ведеться саме для цього варіанта.

2.4 Розрахунок нормальних, й особливих режимів електропередачі

Розрахуємо параметри схеми заміщення.

Лінія 1

3 АС 300/66. Опору на один ланцюг:

КR = 1 - ?2·x0·b0/3 = 1 - 5102·0,31·3,97·10-6/3 = 0,893

Rл1 = КR• ?• r0 = 0,893• 510• 0,034 = 15,49 Ом

КХ = 1 - ?2·x0·b0/6 = 1 - 5102·0,31·3,97·10-6/6 = 0,947

Xл1 = КХ• ?• x0 =0,947• 510• 0,31 = 149,665 Ом

Вл1 = КВ• ?• b0 =1,043• 510• 3,97• 10-6 = 2,111• 10-3 См

Лінія 2

3 АС 300/66. Опору на один ланцюг:

КR = 1 - ?2·x0·b0/3 = 1 - 3802·0,31·3,97·10-6/3 = 0,941

Rл2 = КR• ?• r0 = 0,941• 380• 0,034 = 12,155 Ом

КХ = 1 - ?2·x0·b0/6 = 1 - 3802·0,31·3,97·10-6/6 = 0,97

Xл2 = КХ• ?• x0 =0,97• 380• 0,31 = 114,31 Ом

Вл2 = КВ• ?• b0 =1,023• 510• 3,97• 10-6 = 1,543• 10-3 См

2.4.1 Розрахунок режиму найбільшої переданої потужності

Параметри елементів схеми заміщення:

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

Y1 = 2·2,111·10-3 См ДРК1 = 8·510·2/1000 = 8,16 МВт

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

Y2 = 1,153·10-3 См ДРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ГЕС: Хt1 = 89,5/4 = 22,375 Ом

Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

Знайдемо натуральну потужність

Задамося декількома значеннями напруги U2 для вибору мінімуму витрат на установку КУ. У даному режимі U1 = 500 кВ. Перепад напруги повинен бути таким, щоб напруга в лінії не перевищувало припустимого (525 кВ). Задамося напругою U2 = 500 кВ і виконаємо розрахунки, а для 505, 510, 515, 520 кВ результати розрахунків представимо у вигляді таблиці.

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

Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.013

б11 = б12 =arcsin(R1/|Z1|) = arcsin(7.745/75.23) = 5.91?

Q'л1 = U12· Y11·cos б11 - U1· U2 ·Y11·cos (д1 - б12) = 51,4 МВар

Qл1 = Q'л1 - U12· Y1/2 = 51,4 - 5002 ·4,22·10-3 /2 = -476,4 МВар

Р'л1 = Р0 - ДРК/2 = 1020 - 8,16/2 = 1016 МВт

Uг мало, тому встановлюємо 3 групи реакторів 3хРОДЦ-60

Qp = 3·180·(U1/525)2 = 489.8 МВАр

Qл1 = Qл1 + Qp = 13,4 МВАр

P”л1 = Р'л1 - ДРл1 = 1016 - 32.06 = 983.86 Мвт

Q”л1 = Q'л1 - ДQл1 = 51.38 - 309.73 = -258.38 Мвар

Р2 = P”л1 - ДРК1/2 = 983.86 - 8,16/2 = 979.78 Мвт

Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2 = -258.38 + 5002·4,22·10-3 /2 = 269.4 МВAp

Pсис = Р2 - Рпс = 979,78 - 520 = 459,78 МВт

Рат = Рпс = 520 МВт

Qсис = Pсис·tgцпс =459,78·tg(arccos(0.96))=93.36 МВAp

Qат = Q2 - Qсис =269,4 - 93,36 = 176,04 МВAp

U'2 = U2 - Qат·Xt2 /U2= 500 - 176.04·30.55/500 = 491,5 кВ

Uсн = U'2·230/500 = 226,1 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс - Рн = 520 - 10 = 510 МВт

Qатс = Ратс· tgцпс =510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp

Q'нн = Q'ат - Qатс = 139,21 - 148,75 = -9,54 МВAp

Qнн = Q'нн - (Q'нн/ U'2)2· Xtн2 = -9,56 МВAp

Uнн = (U'2 - Q'нн ·Xtн2 /U'2)·(10.5/500) = 10.345 кВ

Для вироблення необхідної реактивної потужності передбачається установка двох СК типу КСВБО-50-11.

рн = 0,12 ; Кск = 650/100 тис. грн./Мвар; З” = 0.02 тис. грн./(МВт·ч)

аск = 0,088 ; ф = 4253 година ; ДРл1 =32,05 МВт

наведені витрати:

З = (аск + рн)·|Qнн|· Кск + ДРл1· ф· З” = 2741 тис. грн.

Аналогічно визначимо витрати для різних рівнів напруг, результати представимо у вигляді таблиці.

Як видно з таблиці П4.1 мінімум витрат спостерігається при 500 кВ, але при цьому Uнн < 10.45 кВ, тому будемо вести розрахунок для напруги U2 =505 кВ.

Зробимо розрахунок лінії Л - 2. З огляду на посадку напруги на лінії, установлюємо дві групи реакторів 3?РОДЦ - 60.

Рл2 = Pсис - ДРК2/2 = 459,86 - 3,04/2 = 458,34 МВт

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

Q'л2 = Qсис + U22· Y2/2 - 2·Qp = 93,36 + 5052·1,543·10-3/2 - 2·166,5 = -42,96 МВАр

P'сис = Рл2 - ДРл2 = 458,34 - 10,1 = 448,24 МВт

Q'сис = Q'л2 - ДQл2 = -42,96 - 94,99 = -137,95 МВАр

Q”сис = Q'сис + Uсис2· Y2/2 = -137,95 + 524,442·1,543·10-3/2 = 74,24 МВAp

сosцсис = cos(arctg ) = 0,987

Зробимо перевірку режиму:

UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,53 кВ < UННдопmax=11,55кВ

UСН = 229,01? UСНдопmax= 253 кВ

UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 14,97 кВ < UГдопmax=16,54 кВ

cosцгном = 0,997 > cosцгном = 0,85



2.4.2 Розрахунок режиму найменшої переданої потужності

За умовою в даному режимі потужності, передані по лініях, становлять 30 % номінальних. Тому в режимі НМ відключений один ланцюг на ВЛ1, одна із груп автотрансформаторів на проміжній підстанції, два блоки на ГЕС.

Параметри елементів схеми заміщення:

ЛЕП 1: R1 = 15,49 Ом; Х1 = 149,665 Ом;

Y1 = 2,111·10-3 См ДРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

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

Y2 = 1,153·10-3 См ДРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ГЕС: Хt1 = 89,5/2 = 44,75 Ом

Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1 Ом ; Хtн2 = 113,5 Ом

Задамося декількома напругами для вибору мінімуму витрат на установку КУ. У даному режимі U1 = 500 кВ. Перепад напруги повинен бути таким, щоб напруга в лінії не перевищувало припустимого (525 кВ). Задамося напругою U2 = 500 кВ і виконаємо розрахунки, а для 505, 510, 515 кВ результати розрахунків представимо у вигляді таблиці.

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

Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.0066

б11 = б12 =arcsin(R1/|Z1|) = arcsin(15,49/150,46) = 5.91?

Q'л1 = U12· Y11·cos б11 - U1· U2 ·Y11·cos (д1 - б12) = -3,5 МВар

Qл1 = Q'л1 - U12· Y1/2 = -3,5 - 5002 ·2,11·10-3 /2 = -267,38 МВар

Р'л1 = Р0·0,3 - ДРК/2 = 1020·0,3 - 4,08/2 = 303,96 МВт

Uг мало, тому встановлюємо 2 групи реакторів 3хРОДЦ-60

Qp = 2·180·(U1/525)2 = 326,53 МВАр

Qл1 = Qл1 + Qp = 59,15 МВАр

P”л1 = Р'л1 - ДРл1 = 303,96 - 5,725 = 298,235 МВт

Q”л1 = Q'л1 - ДQл1 = -3,5 - 55,32 = -58,82 МВАр

Р2 = P”л1 - ДРК1/2 = 298,235 - 4,08/2 = 296,2 МВт

Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2 = -58,82 + 5002·2,11·10-3 /2 = 205,05 МВAp

Pсис = Р2 - Рпс = 296,2 - 520·0,3 = 140,2 МВт

Рат = Рпс = 520·0,3 = 156 МВт

Qсис = Pсис·tgцпс =140,2·tg(arccos(0.96))=28,47 МВAp

Qат = Q2 - Qсис =205,05 - 28,47 = 176,58 МВAp

U'2 = U2 - Qат·Xt2 /U2= 500 - 176.58·61,1/500 = 480,08 кВ

Uсн = U'2·220/500 = 220,84 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс - Рн = 156 - 10 = 146 МВт

Qатс = Ратс· tgцпс =146·tg(arccos(0.96))=42,58 МВAp

Q'нн = Q'ат - Qатс = 163,02 - 42,58 = 120,43 МВAp

Qнн = Q'нн - (Q'нн/ U'2)2· Xtн2 = 113,29 МВAp

Uнн = (U'2 - Q'нн ·Xtн2 /U'2)·(10.5/500) = 9,48 кВ

Для підвищення напруги на низькій стороні ПС установимо групу реакторів наприкінці 1-й лінії.

Qат = Q2 - Qсис - 180·(U2/525)2=205,05 - 28,47 - 163,26 = 13,32 МВAp

U'2 = U2 - Qат·Xt2 /U2= 500 - 13,32·61,1/500 = 499,1 кВ

Uсн = U'2·220/500 = 229,6 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс - Рн = 156 - 10 = 146 МВт

Qатс = Ратс· tgцпс =146·tg(arccos(0.96))=42,58 МВAp

Q'нн = Q'ат - Qатс = 7,33 - 42,58 = -35,25 МВAp

Qнн = Q'нн - (Q'нн/ U'2)2· Xtн2 = -35,82 МВAp

Uнн = (U'2 - Q'нн ·Xtн2 /U'2)·(10.5/500) = 10,65 кВ

Для вироблення необхідної реактивної потужності передбачається установка двох СК типу КСВБО-50-11.

рн = 0,12 ; Кск = 650/100 тис. грн.; З” = 0.02 тис. грн./(МВт·ч)

аск = 0,088 ; ф = 4253 година ; ДРл1 =5,725 МВт

наведені витрати:

З = (аск + рн)·|Qнн|· Кск + ДРл1· ф· З” = 542 тис. грн.

Аналогічно визначимо витрати для різних рівнів напруг, результати представимо у вигляді таблиці (додаток 4, табл. П4.2).

Як видно з таблиці П4.2 мінімум витрат спостерігається при 500 кВ.

Зробимо розрахунок лінії Л - 2. З огляду на посадку напруги на лінії, установлюємо дві групи реакторів 3?РОДЦ - 60.

Рл2 = Pсис - ДРК2/2 = 140,2 - 3,04/2 = 138,7 МВт

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

Q'л2 = Qсис + U22· Y2/2 - 2·Qp = 28,47 + 5002·1,543·10-3/2 - 2·163,3 = -105,2 МВАр

P'сис = Рл2 - ДРл2 = 138,7 - 1,5 = 137,2 МВт

Q'сис = Q'л2 - ДQл2 = -105,2 - 13,85 = -119,04 МВАр

Q”сис = Q'сис + Uсис2· Y2/2 = -119,04 + 523,92·1,543·10-3/2 = 93,15 МВAp

Зробимо перевірку режиму:

UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,65 кВ < UННдопmax=11,55кВ

UСН = 229,6? UСНдопmax= 253 кВ

UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 15,16 кВ < UГдопmax=16,54 кВ

cosцгном = 0,97 > cosцгном = 0,85



2.4.3 Розрахунок після аварійного режиму

У якості після аварійного режиму розглядаємо відключення одного ланцюга лінії Л-1.

При цьому по лінії Л-1 протікає потужність P0 = 1020 МВт, що більше натуральної потужності лінії 500кВ, тому приймаємо напругу на початку лінії U1 = 1,05• Uном = 525 кВ; урахуємо УПК (Х1(УПК) = 0,6·Х1)

Напруга наприкінці лінії Л-1 приймаємо U2 = 500 кВ.

Параметри елементів схеми заміщення:

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

Y1 = 2,111·10-3 См ДРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

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

Y2 = 1,153·10-3 См ДРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ГЕС: Хt1 = 89,5/4 = 22,375 Ом

Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

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

Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.011

б11 = б12 =arcsin(R1/|Z1|) = arcsin(15,49/150,46) = 5.91?

Q'л1 = U12· Y11·cos б11 - U1· U2 ·Y11·cos (д1 - б12) = 144,4 МВар

Qл1 = Q'л1 - U12· Y1/2 = 144,4 - 5252 ·92,11·10-3 /2 = -146,5 МВар

Р'л1 = Р0 - ДРК/2 = 1020 - 4,08/2 = 1018 МВт

P”л1 = Р'л1 - ДРл1 = 1018 - 59,4 = 958,6 МВт

Q”л1 = Q'л1 - ДQл1 = 144,4 - 344,4 = -200 МВАр

Р2 = P”л1 - ДРК1/2 = 958,6 - 4,08/2 = 956,5 МВт

Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2 = -200 + 5002·2,11·10-3 /2 = 63,9 МВAp

Pсис = Р2 - Рпс = 956,5 - 520 = 436,5 МВт

Рат = Рпс = 520 МВт

Приймемо : Qсис = 100 МВAp

Qат = Q2 - Qсис =63,9 - (-100) = 163,9 МВAp

U'2 = U2 - Q'ат·Xt2 /U2= 500 - 127,5·30,55/500 = 492,2 кВ

Uсн = U'2·230/500 = 226,4 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс - Рн = 520 - 10 = 510 МВт

Qатс = Ратс· tgцпс =510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp

Q'нн = Q'ат - Qатс = 127,5 - 148,75 = -21,2 МВAp

Qнн = Q'нн - (Q'нн/ U'2)2· Xtн2 = -21,3 МВAp

Uнн = (U'2 - Q'нн ·Xtн2 /U'2)·(10.5/500) = 10,5 кВ

Для вироблення необхідної реактивної потужності передбачається установка двох СК типу КСВБО-50-11.

Зробимо розрахунок лінії Л - 2.

Рл2 = Pсис - ДРК2/2 = 436,5 - 3,04/2 = 435 МВт

Q'л2 = Qсис + U22· Y2/2 = -100 + 5002·1,543·10-3/2 = 92,9 МВАр

P'сис = Рл2 - ДРл2 = 435 - 9,6 = 425,4 МВт

Q'сис = Q'л2 - ДQл2 = 92,9 - 90,5 = 2,4 МВАр

Q”сис = Q'сис + Uсис2· Y2/2 = 2,4 + 491,12·1,543·10-3/2 = 187 МВAp

Зробимо перевірку режиму:

UННдопmin = 10,45кВ <UНН = 10,5 кВ < UННдопmax=11,55кВ

UСН = 226,4? UСНдопmax= 253 кВ

UГдопmin=14,96 кВ < Uг = 15,56 кВ < UГдопmax=16,54 кВ

cosцгном = 0,91 > cosцгном = 0,85

Розраховані основні робочі режими електропередачі вимагають установки УПК 40%, двох синхронних компенсаторів типу КСВБ0-50-11, трьох груп реакторів 3 РОДЦ - 60 на початку лінії 1, однієї групи реакторів 3 РОДЦ - 60 наприкінці лінії 1 і двох груп реакторів 3 РОДЦ - 60 на початку лінії 2.

2.4.4 Розрахунок режиму синхронізації на шинах проміжної підстанції

У цьому випадку лінія головної ділянки електропередачі включена з боку станції й відключена з боку проміжної підстанції. При цьому прийомна підстанція харчується від прийомної системи по другій ділянці електропередачі. Напруга на шинах підстанції визначається звичайним шляхом, виходячи з того, що синхронізація здійснюється в режимі максимальних навантажень.

Розрахуємо ділянку електропередачі система - проміжна підстанція.

Параметри схеми заміщення:

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

Y2 = 1,153·10-3 См ДРК2 = 8·380/1000 = 3,04 МВт

Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом ; Хtн2 = 113,5/2 = 56,75 Ом

Приймемо Р3 = 1,05·РПС = 546 МВт; Q3 = 0

Uсис = 510 кВ

Р”л2 = P3 - ДРК2/2 = 546 - 3,04/2 = 544,5 МВт

Q”л2 = U22· Y2/2 = 5002·1,543·10-3/2 = 208,6 МВАр

Визначимо значення реактивної потужності, при якій напруга U2 не буде перевищувати 500 кВ.

Установлюємо наприкінці другої лінії групу реакторів 3·РОДЦ-60

Qp = 180·(Uсис/525)2 = 180·(510/525)2 = 169,8 МВАр

Q”л2 = Q”л2 - Qp = 208,6 - 169,8 = 38,7 МВАр

Р'л2= Р”л2 - ДР”л2 = 544.5 - 13,9 = 530,6 Мвт

Q'л2 = Q”л2 - ДQ”л2 = 38,7 - 130,9 = -92,2 МВАр

Далі перевіримо напруги на НН і СН підстанції.

Рат = Р'л2 - ДРК2/2 = 530,6 - 3,04/2 = 529 МВт

Qат = Q'л2 + U22· Y2/2 = -92,2 + 488,32·1,543·10-3/2 = 91,8 МВАр

Uсн = U'2 ·230/500 = 222 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рат - Рн = 529 - 10 = 519 МВт

Qатс = Ратс· tgцпс =519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp

Q'нн = Q'ат - Qатс = 54,8 - 151,4 = -96,6 МВAp

Qнн = Q'нн - (Q'нн/ U'2)2· Xtн2 = -98,9 МВAp

Uнн = (U'2 - Q'нн ·Xtн2 /U'2)·(10.5/500) = 10,46 кВ

Дефіцит реактивної потужності покривають два синхронних компенсатори встановлених раніше.

Uнн = 10,46 < Umaxск = 11,55 кВ.

Отже, режим допустимо.

Тепер розрахуємо першу ділянку електропередачі.

Другий ланцюг лінії Л-1 відключений, на ГЕС у роботі 1 генератор і 1 блоковий трансформатор.

Для синхронізації необхідно щоб напруги на відключеному кінці головної ділянки й на шинах проміжної підстанції були рівні.

U2 = 488,3 кВ

U2 = U1/cos(в0• L) = 525/ cos(1,111• 10-3• 510) = 622,25 кВ

Для зменшення напруги на відкритому кінці головної ділянки ставимо реактори наприкінці головної лінії.

Визначимо необхідна кількість цих реакторів:

U1 = 525 кВ

А = cos(в·L1) = 0,844

АЕ = 525/488,3 = 1,075

В = Zc ·sin(в·L1) = 150.45

Yртреб = (АЕ - А)/В = 1,538·10-3 См

Yр = 180/5252 = 6,531·10-4 См

N = Yртреб / Yр = 2,35

Що нерівно напрузі на шинах проміжної підстанції, що харчується від системи, тому зменшимо напругу на початку лінії за рахунок регулювання порушення генератора станції.

Що дорівнює напрузі на шинах проміжної підстанції.

Визначимо можливість існування такого режиму для генератора.

ЛЕП 1: R1 = 15,49 Ом; Х1 = 149,665 Ом;

Y1 = 2,111·10-3 См ДРК1 = 8·510/1000 = 4,08 МВт

Трансформатор ГЕС: Хt1 = 89,5 Ом

Qp = 180·(U2ХХ/525)2 = 180·(490/525)2 = 147,9 МВАр

Q”л1 =2·Qp - U2ХХ2· Y1/2 =2·147,9 - 4902·2,111·10-3/2 = 56,7 МВАр

Q'л1 =Q”л1 + (Q”л1/U'2XX)2· X1 = 58.9 МВAp

U1 = 510 кВ

Qл1 = Q'л1 - U12· Y1/2 =58,9 - 5102·2,111·10-3/2 = -215,6 МВАр

Для зменшення Uг ставимо на початку головної лінії групу реакторів 3• РОДЦ - 60.

Qл1 = Qл1 + Qp = -215,6 + 147,9 = -67,7 МВАр

Qг =Qл1 + (Qл1/U1)2· Xt1 = -66,3 МВAp

Iг = 2,53 кА < Iг ном = 9,531 кА

Досліджуємо можливість самозбудження генератора.



Хс = (j·Y1/2)-1 = -j947.4 Ом

Хр = j·5252/Qр = j1864 Ом

Z1 = R1 + jX1 + Хс· Хр/( Хс+ Хр) = 15.49 - j1777 Ом

Zвнеш = Z1· Хс /( Z1+ Хс) = 1,87 - j618 Ом

Xd = j·1.31·5002/306 = 1070 Ом

Zвн носить ємнісної характер => можливий самозбудження генератора.

Так як Xd= 1070 Ом < Xвн = 1777 Ом, те робоча крапка не попадає в зону самозбудження.

2.3.5 Розрахунок режиму синхронізації на шинах передавальної станції

У цьому випадку лінія, через яку здійснюється синхронізація, включена з боку проміжної підстанції й відключена з боку ГЕС.

Значення U2, PC беремо з попереднього режиму:

U2=488,3 кВ, PCИС=529 МВт

U1хх = U2/cos(в0• ?) = 488,3/cos(1,111• 10-3• 510) = 568,4 кВ.

Необхідно, щоб U1хх ? 525 кВ.

Для зниження напруги на холостому кінці головної ділянки ставимо там реактори.

А = cos(в·L1) = 0,844

АЕ = 488,3/ 525= 0,914

В = Zc ·sin(в·L1) = 150.45

Yртреб = (АЕ - А)/В = 4,646·10-4 См

Yр = 180/5252 = 6,531·10-4 См

N = Yртреб / Yр = 0,7

U1XX = = 518,4 кВ

Qp = 180·(U1ХХ/525)2 = 180·(518,4/525)2 = 175,5 МВАр

Q'л1 = U1ХХ2· Y1/2 - Qp =518,42·2,111·10-3/2 - 175,5 = 108,1 МВАр

Q”л1 =Q'л1 - (Q'л1/U1XX)2· X1 = 101,6 МВAp

Q2 = Q”л1 + 488,32· Y1/2 = 101,6 - 488,32·2,111·10-3/2 = 353,3 МВАр

Pсис = Рпс = 529 МВт

Qсис = 91,8 МВAp

Qат = Q2 + Qсис =353,3 + 91,8 = 445,1 МВAp

U'2 = 488,3 - Qат·Xt2 /488,3= 488,3 - 445,1·30,55/488,3 = 459,9 кВ

Установимо дві групи реакторів 3 РОДЦ - 60

Qат = Q2 + Qсис - Qp =353,3 + 91,8 - 2·175,5 = 94,2 МВAp

U'2 = 488,3 - Qат·Xt2 /488,3= 488,3 - 94,2·30,55/488,3 = 482,3 кВ

Uсн = U'2·220/500 = 221,8 кВ

Рн = 10 МВт

Ратс = Рпс - Рн = 529 - 10 = 519 МВт

Qатс = Ратс· tgцпс =519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp

Q'нн = Q'ат - Qатс = 55,8 - 151,4 = -95,5 МВAp

Qнн = Q'нн - (Q'нн/ U'2)2· Xtн2 = -97,8 МВAp

Uнн = (U'2 - Q'нн ·Xtн2 /U'2)·(10.5/500) = 10,49 кВ

Необхідна установка двох СК типу КСВБ0-50-11.

У такий спосіб для забезпечення всіх режимів необхідна додаткова установка 9 груп реакторів 9x3xродц-60/500 і двох синхронних компенсаторів типу КСВБ0-50-11.

Таблиця 2.1 Розміщення КУ

	Початок лінії1	Кінець лінії1	ПС	Початок лінії2	Кінець лінії2
Режим НБ	3x3xРОДЦ-60/500		2 х КСВБ0-50-11	2 x3xРОДЦ-60/500
Режим НМ	2 x3xРОДЦ-60/500	1 x3xРОДЦ-60/500	2 х КСВБ0-50-11	2 x3xРОДЦ-60/500
Режим ПАВ			2 х КСВБ0-50-11
Синхронізація на шинах ПС	1 x3xРОДЦ-60/500		2 х КСВБ0-50-11	2 x3xРОДЦ-60/500	2 x3xРОДЦ-60/500
Синхронізація на шинах ГЕС	1 x3xРОДЦ-60/500	2 x3xРОДЦ-60/500	2 х КСВБ0-50-11

Висновки: спроектований електропередача від споруджуваної ГЕС, потужністю 1020 МВт в енергосистему, що має оперативний резерв 320 МВт, із проміжною підстанцією, потужністю 520 Мвт. Було обрано два варіанти електропередачі, що задовольняють умовам надійного постачання електроенергією споживачів проміжної підстанції, а так само приймальні системи, забезпечуваних електроенергією від ГЕС. Для цих двох варіантів вибрали номінальні напруги й перетини проводів ділянок електропередачі, схеми електричних сполук передавальної станції й проміжної підстанції. Потім із двох варіантів вибрали перший. Критерієм визначення раціонального варіанта є мінімум наведених витрат (З1 = 4800 тис. грн. З2 = 6139 тис. грн.). Для обраної електропередачі розрахували основні режими: найбільшої переданої потужності, найменшої переданої потужності, після аварійний. Так само розрахували режими синхронізації на шинах проміжної підстанції й на шинах передавальної станції. У результаті розрахунку режимів одержали, що для забезпечення всіх режимів необхідна додаткова установка 9 груп реакторів 9x3xродц-60/500 і двох синхронних компенсаторів типу КСВБ0-50-11.

3. Розвиток районної електричної мережі

3.1 Аналіз вихідних даних

3.1.1 Характеристика споживачів

Відповідно до завдання на проектування розвитку мережі районна електрична мережа буде забезпечувати шість пунктів споживачів електроенергії, які характеризуються наступними даними:

- у пункті 1 утримується 50% споживачів - I категорії, 30% - II категорії, 20% - III категорії. Коефіцієнт потужності навантаження дорівнює 0,91. Пік навантаження доводиться на період часу з 16 до 20 годин і становить 79 Мвт;

- у пункті 2 утримується 70% споживачів - I категорії, 20% - II категорії, 10% - III категорії. Коефіцієнт потужності навантаження дорівнює 0,9. Пік навантаження доводиться на період часу з 4 до 12 годин і становить 33 Мвт;

- у пункті 3 утримується 40% споживачів - I категорії, 30% - II категорії, 30% - III категорії. Коефіцієнт потужності навантаження дорівнює 0,91. Пік навантаження доводиться на період часу з 8 до 16 годин і становить 20 Мвт;

- у пункті 4 утримується 20% споживачів - I категорії, 20% - II категорії, 60% - III категорії. Коефіцієнт потужності навантаження дорівнює 0,92. Пік навантаження доводиться на період часу з 4 до 12 годин і становить 7 Мвт;

- у пункті 5 утримується 10% споживачів - I категорії, 40% - II категорії, 750% - III категорії. Коефіцієнт потужності навантаження дорівнює 0,9. Пік навантаження доводиться на період часу з 16 до 20 годин і становить 11 Мвт;

- у пункті 6 утримується 25% споживачів - I категорії, 25% - II категорії, 50% - III категорії. Коефіцієнт потужності навантаження дорівнює 0,92. Пік навантаження доводиться на період часу з 8 до 16 годин і становить 25 Мвт.

У всіх пунктах перебувають промислові підприємства й комунальні споживачі, частина споживачів кожного з пунктів ставиться до I категорії електропостачання, для яких перерва в електропостачанні допускається тільки на год автоматичного відновлення живлення, значить Електроприймачі повинні живитися по двохцепним лініям.

Номінальна напруга вторинних мереж всіх пунктів - 10 кВ.

3.1.2 Характеристика джерел живлення

Джерелом живлення ІП1 є потужна вузлова підстанція. Вона має наступні класи напруг :220 кВ, 110 кВ і 35 кВ. Розглянута мережа харчується від напруги класу 110 кВ.

Як джерело живлення ІП2 виступає потужна вузлова підстанція 500/110/10 кВ.

3.2 Споживання активної й баланс реактивної потужності в проектованій мережі

3.2.1 Визначення потрібної району активної потужності й енергії

Потрібна потужність мережі дорівнює сумі максимального зимового навантаження й втрат потужності, які становлять приблизно 5 % від сумарного максимального зимового навантаження.

По заданих графіках навантаження знайдемо сумарну зимову максимальну активну потужність навантаження шляхом графічного підсумовування навантаження кожного пункту (див. додаток 5).

Найбільша потужність 139 Мвт із 8 до 12 годин.

Для всіх пунктів літнє навантаження становить 50 % від зимової. Аналогічно одержимо сумарний графік навантаження для літа.

Найменша потужність 30,5 Мвт із 20 до 4 годин.

Приймаємо графік активної потужності джерела живлення ІП1 рівної значенню РІП мережі до реконструкції, найбільша потужність ІП1:

РІП1 = 90,6 МВт

Розрахуємо найбільшу активну потужність балансуючого джерела живлення ІП2(без обліку втрат):

РІП2 = Р?Зmax - РІП1 = 139 - 90,6 = 48,4 МВт

Таблиця 3.1 Річне споживання електроенергії

№ пункту	1	2	3	4	5	6
Wзим, МВт	1074	501,6	272	106,4	149,6	340
Wліт, МВт	537,2	250,8	136	523,2	74,8	170
Wрік, МВт	303500	141700	76840	30060	42260	96050

3.2.2 Складання балансу реактивної потужності

Потрібна реактивна потужність складається із сумарної реактивної максимальної потужності навантаження, втрат реактивної потужності в лініях, втрат реактивної потужності в трансформаторах, за винятком зарядної потужності ліній.

Знайдемо втрати реактивної потужності в трансформаторах, які становлять 10% від сумарної максимальної повної потужності навантаження. Максимальна повна потужність - у період з 8 до 12 годин:

Знайдемо сумарну максимальну зимову реактивну потужність навантаження, шляхом графічного підсумовування графіків навантаження кожного пункту (див. додаток 5).

Найбільша потужність 60,52 Мвар з 8 до 12 годин.

Для всіх пунктів літнє навантаження становить 50 % від зимової. Аналогічно одержимо сумарний графік навантаження для літа (див. додаток 5).

Найменша потужність 14,03 Мвар з 20 до 4 годин.

Тоді одержимо:

Реактивної потужності, вироблюваною системою, недостатньо для покриття потреби споживачів, тому на всіх пунктах необхідна установка пристроїв, що компенсують.

Розміщення КУ робимо за умовою рівності cos? у споживачів.

Знайдемо cosцср. взв

Підберемо необхідне число пристроїв, що компенсують, для кожного пункту. Кількість батарей повинне бути кратним двом, краще чотирьом.

Нове значення реактивної потужності й cos?:

3.3 Конфігурація, номінальна напруга, схема електричних сполук, параметри основного електроустаткування мережі

3.3.1 Складання раціональних варіантів схем мережі

Складемо кілька варіантів схем розвитку мережі, для кожного з варіантів знайдемо сумарну довжину повітряних ліній електропередач.

Схема повинна бути надійної, гнучкої, пристосованої до різних режимів розподілу потужності, що виникають у результаті змін навантажень споживачів, а також при планових і аварійних відключеннях.

Побудова електричної мережі повинне відповідати умовам охорони навколишнього середовища.

Одним з найважливіших вимог до конфігурації й схеми мережі є можливість її побудови з уніфікованих елементів - ліній і підстанцій.

Виходячи із цих вимог розглянемо два варіанти розвитку мережі

3.3.2 Попередній вибір напруги

У всіх пунктах є споживачі першої категорії, отже, всі лінії повинні бути двохцепними (N = 2).

Зробимо вибір номінальної напруги для всіх повітряних ліній. Вибір будемо робити по формулі Ілларіонова Г. А.:

Зробимо вибір напруги ліній для варіантів схем мережі. Результат представимо у вигляді таблиці П6.1 (додаток 6).

Таким чином, у даному варіанті розвитку існуючі лінії зберігають свій клас напруги, а знову мають 110 кВ.

Для другого варіанта лінії 1-2, ІП1-2, ІП1-3, 1-4, ІП2-1 такі ж як і в першому варіанті. Отже розглянемо лінії 1-5 і 5-6. (таблиця П6.2, додаток 6).

Таким чином, одержали, що необхідно переклад лінії 1-5 з 35 на 110 кВ. Нова лінія 5-6 має 110 кВ.

3.3.3 Вибір перетинів проводів

Критерієм для вибору перетинів проводів повітряних ліній є мінімум наведених витрат. Вибір перетинів проводів виробляється на основі методу економічних фотополяриметрів інтервалів залежно від напруги, розрахункової фотополяриметр навантаження, матеріалу й цепности опор.

Район по ожеледі: I

Тип опор: ВЛ-110 кВ - залізобетонні (Ж/Б), ВЛ-35 кВ - сталеві.

Число ланцюгів: N = 2

Зробимо вибір проводів для всіх ліній, а так само перевіримо їх по трьох умовах. Результати зведемо в таблицю.

Аналогічно для другого варіанта.

3.3.4 Вибір трансформаторів у споживачів

Вибір трансформаторів підстанцій визначається аварійним режимом трансформатора. Потужність необхідно вибрати такий, щоб при виході з ладу одного з них, що залишився трансформатор міг забезпечувати, із припустимим аварійним перевантаженням 40% протягом 5 доби тривалістю не більше 6 годин на добу, безперебійне електропостачання споживачів.

Всі підстанції - двох трансформаторні.

Вибираємо трансформатор із РПН (регулюванням напруги під навантаженням). Спочатку на навантажувальну здатність перевіряємо трансформатор з найближчої меншої до SТР.РОЗР.. потужністю.

По таблиці 1.36 [3] для даної системи охолодження при заданій температурі навколишнього середовища в після аварійному режимі знаходимо К2доп , якщо К2доп < К2 , то по навантажувальній здатності трансформатор не проходить.

Тоді перевіряємо по навантажувальній здатності трансформатор з наступної по шкалі потужністю.

Перевіримо можливість використання трансформатора ПС1 ТРДН-40000/110, а так само виберемо трансформатор ПС6 і ПС5 в 2-м варіанті (заміна трансформатора 35 кВ на 110 кВ). Розрахунок представлений у додатку 8.

3.3.5 Техніко-економічне обґрунтування найбільш раціонального варіанта

У попередніх пунктах для двох варіантів схем була обрана номінальна напруга ліній, перетину провідників і трансформатори в споживачів. Для подальшого вибору одного варіанта із двох, необхідно провести їхній техніко-економічний розрахунок. Найбільш раціональним буде варіант із мінімумом наведених витрат.

Розглянемо тільки частину, що споруджується знову, схеми: ВЛ6, ВЛ7, ПС6, а так само врахуємо зміни в існуючій схемі: ПС1(ОРУ ВН і трансформатори), ВЛ5 і ПС5 (переклад лінії й підстанції з 35 кВ на 110 кВ у другому варіанті).

Виконавши розрахунки одержали:

З1 = 0,12·2653 + 222,63 = 541 тис. грн.

З2 = 0,12·2715 + 263,1 = 589 тис. грн.

Докладно результати розрахунку представлені в додатку 9.

Оцінимо різницю в % : |З1 - З2| / З1 = (589-541) /541 = 0,089 = 8,9%

Різниця у витратах двох варіантів становить більше 5%, значить для подальшого розгляду вибираємо варіант 1.