Підвищення надійності повітряних ліній при впливі атмосферних навантажень

3.4 Розрахунки параметрів основних режимів роботи мережі

3.4.1 Складання схеми заміщення й визначення її параметрів

Розрахункова схема електромережі складається зі схем заміщення ліній електропередачі, трансформаторів, автотрансформаторів, реакторів, батарей конденсаторів.

У підрозділі 3.3 виконане техніко-економічне порівняння обраних варіантів мережі й варіант 1 прийнятий як кращий для подальших розрахунків.

При двох паралельно працюючих трансформаторах, їхній опір необхідно зменшити в 2 рази, а втрати холостого ходу збільшити в 2 рази.

3.4.2 Розрахунок і аналіз режиму найбільших навантажень

Розрахунки режимів електричних мереж виконуються для визначення:

1)завантаження елементів мережі, відповідності пропускної здатності мережі очікуваним потоком потужності;

2)перетинів проводів і кабелів і потужностей трансформаторів і автотрансформаторів;

3)рівня напруги у вузлах і елементах мережі й заходів, що забезпечують підтримку напруги в припустимих межах; втрат потужності й електроенергії для оцінки економічності роботи мережі й ефективності способів зниження втрат;

При аналізі очікуваних у перспективі сталих режимів варто розрізняти розрахункові тривалі (регулярні) потоки потужності по мережі, які можуть мати місце в нормальних режимах роботи енергосистем, і розрахункові максимальні (нерегулярні) потоки, обумовлені випадковими відхиленнями від нормальних режимів.

На формування потоків реактивної потужності крім факторів, що визначають потоки активної потужності, значний вплив роблять втрати реактивної потужності в мережі й зарядній потужності лінії. Звичайно розглядаються наступні режими роботи:

1) Режим найбільших навантажень;

2) Режим найменших навантажень;

3) Після аварійні режими:

а) Відключення одного ланцюга найбільш завантаженої лінії в режимі зимового максимуму

б) Відключення одного із двох трансформаторів (найбільш потужного) у режимі зимового максимуму.

Розрахунок режимів електричної мережі зробимо за допомогою ЕОМ програмою RUR (E\RUR\rur.exe).

Для режиму найбільших навантажень беремо максимальне навантаження в системі в зимовий період.

Вихідні дані для розрахунку рекомендується підготувати в наступній послідовності:

1. Скласти граф електричної мережі (мал.3.12).

2. Параметри вузлів, параметри галузей оформити у вигляді таблиць.

Уведення вихідних даних виробляється в такий спосіб. Створюється єдина інформаційна база даних, де під кожний елемент приділяється своя уніфікована форма запису.

Форма запису для вузлів:

Номер вузла, код вузла (ознака завдання вихідних даних) Uo, P; Q.

Код= | 3, вихідні дані (Р,Q);

| 2, введення додаткового вузла, вихідні дані (?,Q)

| 1, опорні вузли, вихідні дані (U, Р);

| 0, що балансує вузол сполучений з базисним, вихідні дані(U,?)

Uо[кВ] - або номінальна напруга, або напруга, що буде задаватися.

Р[Мвт], Q[Мвар] - активна й реактивна потужність навантаження або генерації у вузлах.

Форма запису для галузей:

Номера початку й кінця галузі, R, Х [Ом] - відповідно активний і реактивний опір галузі; G, В [мкСм] - відповідно дійснаа й мнима тридцятилітній поперечної провідності (для ВЛЕП задається на всю довжину), Кт і -модуль і аргумент коефіцієнта трансформації.

Для ліній електропередачі використовується II-Образна схема заміщення, а для трансформаторних галузей - Г-Образна схема заміщення.

Провідності G і В тpaнcфopмaтоpа приводяться до напруги початку галузі, опору R і Х - до напруги кінця галузі. Початком трансформаторної галузі є нижча напруга Кт=Ui/Uj. Ознака повітряної ЛЕП (ВЛЕП) Кт=0. Для ВЛЕП В<0 - ємнісної характер, для трансформатора В>0 - індуктивний характер.

У розрахунковій схемі вузли нумеруються в довільній послідовності, починаючи з першого. Базисному вузлу привласнюється найбільший номер.

Результати розрахунку й вихідні дані для режиму найбільших навантажень наведені в таблицях додатка 10.

Аналіз режиму найбільших навантажень: Одержали у всіх пунктах напруга в споживача менше необхідного ПУЕ U=10.5кВ. Отже, необхідно робити регулювання напруги в споживача за допомогою РПН. Обрані провід всіх ліній проходять по припустимих струмах. Розподіл струмів і потужностей по проводам ліній представлено в таблиці.

Таблиця 3.3 Аналіз режиму найбільших навантажень

Лінія	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7
U, кВ	110	110	110	35	35	110	110
Марка провід	АС-120/19	АС-150/24	АС-70/11	АС-70/11	АС-95/16	АС-95/16	АС-120/19
Iдоп, А	390	450	265	265	330	330	390
Дані розрахунку режиму на ЕОМ
Р, МВт	55,6	31,4	20,4	7,5	6,9	25,8	51,2
I, А	356	365	108	128	117	142	379

3.4.3 Розрахунок і аналіз режиму найменших навантажень

Для режиму найменших навантажень необхідно розглядати мінімальне навантаження в системі в літній період. Уважаємо, що в літній період всі пристрої, що компенсують, відключені.

Результати розрахунку й вихідні дані для режиму найменших навантажень наведені в у додатку 10.

Аналіз режиму найменших навантажень: Одержали в перших, третіх, четвертих, п'ятому пунктах напруга в споживача більше необхідного ПУЕ U=10кВ, а в другому - менше необхідного. Отже, необхідно робити регулювання напруги в споживача за допомогою РПН. Обрані провід всіх ліній проходять по припустимих струмах. Розподіл струмів і потужностей по проводам ліній представлено в таблиці.

Таблиця 3.4 Аналіз режиму найменших навантажень

Лінія	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7
U, кВ	110	110	110	35	35	110	110
Марка провід	АС-120/19	АС-150/24	АС-70/11	АС-70/11	АС-95/16	АС-95/16	АС-120/19
Iдоп, А	390	450	265	265	330	330	390
Дані розрахунку режиму на ЕОМ
Р, МВт	11,3	18,2	2	1,4	2,3	2,5	11,2
I, А	71	104	13	26	41	15	94

3.4.4 Розрахунок і аналіз після аварійного режиму

а) Нехай відбулося відключення одного ланцюга на найбільш завантаженій лінії ВЛ ІП1-2. Так як ПС 2, то відбудеться відключення й одного ланцюга на лінії ВЛ2-1.При цьому обидва трансформатори підстанції №1 залишаються в роботі, отже, зміняться тільки параметри лінії ВЛ ІП1-2, ВЛ 2-1.

Результати розрахунку й вихідні дані для після аварійного режиму (ЛЕП) наведені в додатку 10.

Аналіз: при відключенні одного ланцюга найбільш завантаженої лінії одержали у всіх пунктах напруга в споживача менше необхідного ПУЕ U=10,5кВ.Отже, необхідно робити регулювання напруги в споживача за допомогою РПН.

Таблиця 3.5 Аналіз режиму аварійного відключення одного ланцюга найбільш завантаженої лінії

Лінія	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7
U, кВ	110	110	110	35	35	110	110
Марка провід	АС-120/19	АС-150/24	АС-70/11	АС-70/11	АС-95/16	АС-95/16	АС-120/19
Iдоп, А	390	450	265	265	330	330	390
Дані розрахунку режиму на ЕОМ
Р, МВт	57,2	20,4	20,4	7,5	6,9	25,8	59,9
I, А	342	229	108	130	119	144	383

Таким чином, при виході з роботи одного ланцюга, другий ланцюг дозволяє подальшу роботу електроприймачів при збереженні якості електропостачання (хоча й при падінні надійності).

б) Відключення самого потужного трансформатора ТДТН - 63000/110 підстанції №1 у режимі найбільших навантажень, тоді параметри трансформатора зміняться в такий спосіб: опору обмоток збільшаться у два рази, а втрати холостого ходу зменшаться у два рази:

Результати розрахунку й вихідні дані для після аварійного режиму (трансформатор) наведені в додатку 10.

Аналіз: при відключенні одного самого потужного трансформатора ТДТН - 63000/110 підстанції №1 ми одержали у всіх пунктах напруга в споживача менше необхідного ПУЕ U=10,5кВ. Отже, необхідно робити регулювання напруги в споживача за допомогою РПН.



Таблиця 3.6 Аналіз режиму відключення найбільш потужного трансформатора

Лінія	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7
U, кВ	110	110	110	35	35	110	110
Марка провід	АС-120/19	АС-150/24	АС-70/11	АС-70/11	АС-95/16	АС-95/16	АС-120/19
Iдоп, А	390	450	265	265	330	330	390
Дані розрахунку режиму на ЕОМ
Р, МВт	55,8	60,4	20,4	7,5	7	25,8	51,4
I, А	368	394	108	132	121	142	382

Таким чином, при виході з роботи одного трансформатора, другий дозволяє подальшу роботу Електроприймачів при збереженні якості електропостачання (хоча й при падінні надійності).

3.5 Регулювання напруги мережі

Для того, щоб витримати необхідні напруги на приймачах, ПУЕ пропонується регулювати напруга на шинах 10 кВ підстанцій, до яких приєднані розподільні мережі. У період найбільших навантажень і в після аварійному режимі напруга повинне бути не нижче 105% номінального, а в період найменших - не вище 100% номінального.

Для регулювання напруги застосовуємо трансформатори з регулюванням під навантаженням (РПН). Виберемо необхідне число відпайок РПН трансформатора для відповідного режиму. Результати регулювання представлені в додатку 11.

Таблиця 3.7 Параметри трансформаторів

Марка трансформатора	ТДТН- 63000/110	ТРДН-25000/110	ТДН - 16000/110	ТМН - 6300/35	ТМН - 10000/35
UномВН, кВ	115	115	115	35	36,75
UномНН, кВ	10,5	10,5	11	11	10,5
UномСН, кВ	38,5
ДUрег, %	±9?1,78	±9?1,78	±9?1,78	±6?1,5	±9?1,3
Е, %	5	5	5	10	0

Змінений коефіцієнт трансформації вводиться для повторного розрахунку режиму на ЕОМ.

Таблиця 3.8 Результати розрахунку сталого режиму після регулювання

	НБ	НМ	ПАВ1	ПАВ2
п1	10,5	9,9	10,5	10,6
п2	10,4	10,1	10,7	10,8
п3	10,6	10,0	10,5	10,6
п4	10,8	10,1	10,3	10,3
п5	10,5	10,0	10,7	10,4
п6	10,6	9,9	10,4	10,5

Висновок: даний коротка характеристика вихідних даних районної електричної мережі. У ході роботи була визначена потрібна району потужність, величина якої дорівнює 139 Мвт, складений баланс активної й реактивної потужності. З урахуванням географічного положення пунктів були складені раціональні варіанти схеми розвитку мережі. Для обраних схем були попередньо визначені напруги для ліній по формулі Г.А. Іларіонова, далі вибрали (перевірили): перетину проводів, трансформатори в споживачів. Потім зробили техніко-економічне порівняння варіантів схем, оцінивши для кожного капіталовкладення й витрати, за результатами якого вибрали найбільш раціональний варіант. Для обраного варіанта схеми була складена схема заміщення, і зроблений розрахунок її параметрів. Далі здійснили розрахунок і аналіз режиму найбільших навантажень, найменших навантажень і після аварійного режиму. У цих трьох режимах значення напруг у споживачів виявилися відмінними від необхідних ПУЕ (для режиму найбільших навантажень і після аварійних режимів воно становить 10,5 кВ, для режиму найменших навантажень-10кВ), що було відрегульовано за допомогою РПН.



4. Визначення техніко-економічних показників електричної мережі

4.1 Лінія електропередачі 500 кВ

Порядок виконання розрахунків:

1. Визначаються капітальні вкладення. Капітальні вкладення підраховуються за укрупненими показниками або по інших матеріалах.

2. Визначаються щорічні витрати на амортизацію, обслуговування й ремонт мережі.

3. Обчислюються щорічні витрати на відшкодування втрат електроенергії.

4. Визначається собівартість передачі 1кВт·год.

У процесі проектування електропередачі була виявлена необхідність установки додаткових пристроїв:

Двох СК КСВБ-50/11,

9 груп реакторів 3хродц-60/500

Урахуємо ці пристрої при розрахунку кап. вкладень в електропередачу.

З = Ен· К + И

К = К л1 + К л2 + КГЕС + КП/СТ

1) Кл1 = 2·к0(300))· ?1 = 2·49,3•510 = 50286 тис. грн.

2) Кл2 = до0(300))· ?2 = 49,3•380 = 18734 тис. грн.

3) КГЕС = Корувн + Ктр + До пч

Корувн = 9·260 = 2340 тис. грн.

Ктр = 4• 493 = 1972 тис. грн.

Кпч = 4100 тис. грн.

КГЕС = 2340 + 1972+ 4100 = 8412 тис. грн.

4) КП/СТ = КОРУ ВН + КОРУ СН + КТР + До пч + ККУ

КОРУ ВН = 260• 6 =1560 тис. грн.

КОРУ СН = 110• 8 =880 тис. грн.

КТР = 2• 1260 = 2520 тис. грн.

Кпч = 4100 тис. грн.

ККУ = КР + КСК

ККУ = 380• 9 + 1150 = 4570 тис. грн.

КП/СТ = 1560 + 880 + 2520 + 4100 + 4570 = 13630 тис. грн.

Тоді К = 50286 +18734+ 8412 + 13630 = 91062 тис. грн.

І =И а.о.р. + И втрати ЕЕ

І а.о.р. = И а.о.р.вл + И а.о.р.репетую вн ГЕС + И а.о.р.п/ст

І а.о.р.вл = 0,028·(50286 +18734)= 1932,6 тис. грн.

І а.о.р. ГЕС = 0,078·8412 = 656,1 тис. грн.

І а.о.р.п/ст = 0,084• 13630 = 1145 тис. грн.

І а.о.р = 1932,6 + 656,1 + 1145 = 3733,7 тис. грн.

Ивтрати ЕЕ У = Ивтрати ЕЕ ВЛ + Ивтрати ЕЕ тр

1) Визначимо витрати на втрати електроенергії в лініях:

а) у лінії 1:

ДWл1 = ДР л1· ф л1 · б t, где б t, = 1

ДP л1= (S2мах/ U2ном )• Rл = 10592 /5002 ·0,034·510/2 = 29 МВт

Wгод = 5,843• 106 МВт·ч

Тмах = Wгод/Рмах = 5,843• 106/1020 =5728 година.

ф л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 год

ДW л1= 29 · 4253 = 123300 МВт·ч

ДWкор л1 = 2• 70• 510 = 70000 кВт·ч

ЗI = 2 коп/(кВт• година), ЗII = 1,75 коп/(кВт• година)

Ивтрати ЕЕ ВЛ= ЗI• ДWл1 + ЗII• ДWкор л1 = 2• 10-2• 123300+ 1,75• 10-2• 70 = 2467 тис. грн.

б) у лінії 2:

ДWл1 = ДР л1· ф л1 · б t, где б t, = 1

ДP л1= (S2мах/ U2ном )• Rл = 519,22/5002 ·0,034·380 = 21,6 МВт

Wгод = 5,843• 106 МВт·ч

Тмах = Wгод/Рмах = 5,843• 106/1020 =5728 година.

ф л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 год

ДW л1= 21,6 · 4253 = 91865 МВт·ч

ДWкор л1 = 2• 70• 380 = 53200 кВт·

ЗI = 2 коп/(кВт• година), ЗII = 1,75 коп/(кВт• година)

Ивтрати ЕЕ ВЛ= ЗI• ДWл1 + ЗII• ДWкор л1 = 2• 10-2• 91865+ 1,75• 10-2• 53,2 =1838 тис. грн.

Тоді Ивтрати ЕЕ ВЛ = Ивтрати ЕЕ ВЛ1 + Ивтрати ЕЕ ВЛ2 =2467 + 1838 =4305 тис. грн.

2)Визначимо витрати на втрати енергії в трансформаторах

а) у трансформаторах ГЕС 500/10:

Ивтрати ЕЕ тр = ЗI• ДР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.ф т + ЗII• ДР х.х ·8760

Ивтрати ЕЕ тр = 2• 10-2•• 0,121(2346./1251)2• 4129,6 + 1,75• 10-2• 4• 0,42 ·8760 =365,32 тис. грн.

б) у трансформаторах проміжної підстанції 500/220/10:

Ивтрати ЕЕ тр п/ст = ЗI• ДР к.з(Sнг.мах./Sном.т)2.ф т + ЗII• ДР х.х ·8760

Ивтрати ЕЕ тр п/ст = 2• 10-2• 1/6• 0,49• (536·./1002)2•4129,6 + 1,75•10-2•6•0,15 ·8760 =139,9 тис. грн.

Ивтрати ЕЕ тр = Ивтрати ЕЕ тр ГЕС + Ивтрати ЕЕ тр п/ст = 365,32 + 139,9 = 505,22 тис. грн.

Ивтрати ЕЕ У = Ивтрати ЕЕ ВЛ + Ивтрати ЕЕ тр = 4305 + 505,22 = 4810,22 тис. грн.

І? = И?а.о.р.+ И?втрати ЕЕ

І? = 3733,7 + 4810,22 = 8543,92 тис. грн.

І тоді остаточно наведені витрати на схему варіанта 2 будуть рівні:

З = Ен· К + И

З = 0,12· 91062+ 8543,92 = 19471,36 тис. грн.

Знайдемо собівартість передачі електричної енергії мережі:

З = И /Wгод

З = 8543,92/5,843• 106 = 1,46 грн./МВт·ч = 0,146 коп/кВт•ч

4.2 Районна електрична мережа

Аналогічні розрахунки виконуємо для районної мережі. Розрахунки представимо у вигляді таблиць.

Таблиця 4.1 Капіталовкладення в лінії

ВЛ	Провід	Довжина, км	U, кВ	К0 тис. грн./км	К, тис. грн.	КУ, тис. грн.
1-2	АС-120/19	24	110	15,3	367,8	5616
ІП1-2	АС-150/24	45,8	110	22	1007
ІП1-3	АС-70/11	43,3	110	17,8	771,5
1-4	АС-70/11	43,3	35	20,19	871,1
1-5	АС-95/16	45,8	35	20,1	920
1-6	АС-70/11	48	110	17,8	855,9
ІП2-1	АС-120/19	53,7	110	15,3	822,5

Таблиця 4.2 Розрахунок капіталовкладень у підстанції

№ пс	1	2	3	4	5	6
Схема ОРУ ВН	110 - 12	110 - 4	110 - 4	35 - 4Н	35 - 4Н	110-4
Схема ОРУ СН	35-9	-	-	-	-	-
КОРУ ВН тис.грн	350	36,3	36,3	18	18	36,3
КОРУ СН, тис.грн	63	-	-	-	-	-
Марка трансформатора	ТДТН- 63000/110	ТРДН-25000/110	ТДН - 16000/110	ТМН - 6300/35	ТМН - 10000/35	ТДН - 16000/110
Кт, тис.грн	218	168	126	61	134	126
Кп.рік тис.грн	320	130	130	70	70	130
Кпс, тис.грн	951	334,3	292,3	149	222	292,3
КпсУ, тис грн	2244

Знайдемо сумарні капіталовкладення в лінії й у підстанції:

КУ = Кл + Кпс = 5616 + 2244 = 7860 тис. грн.

Урахуємо поворотну вартість двох трансформаторів ТДТН-40000/110, двох трансформаторів 35 кВ, двох осередків вимикачів 35 кВ із ОРУ СН пункту 1, лінії 35 кВ (при реконструкції мережі).

КвозврТ110 = 234·(1 - 3,5·25/100) = 29,25 тис. грн.

КвозврТ35 = 83,6·(1 - 3,5·25/100) = 10,45 тис. грн.

Квозвр35 = 9·2·(1 - 3,5·25/100) = 2,25 тис. грн.

КвозврВЛ35 = 920·(1 - 2·25/100) = 460 тис. грн.

КвозврУ = 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тис. грн.

Тоді КУ = 7860 - 501,95 = 7358 тис. грн.

Знайдемо сумарні витрати.

Иа.о.р.ВЛ = КЛ = 0,028·5616 = 157 тис. грн.

Иа.о.р.ПС = АПС·КПС = 0,094·2244 = 211 тис. грн.

ІУа.о.р. = Иа.о.р.ВЛ + Иа.о.р.ПС = 157 + 211 = 368 тис. грн.

Знайдемо втрати електроенергії в лініях і трансформаторах



Таблиця 4.3 Розрахунок втрат електроенергії в лініях

Лінії	1-2	ІП1-2	ІП1-3	1-4	1-5	1 - 6	ІП2 - 1
Рmax, МВт	53,8	70,6	20	7	11	25	54
Wгод , Мвт.рік	206700	303200	76840	30060	42260	96050	245900
Тмах , рік	3842	4294	3842	4294	3842	3842	4553
Год втрат ч/рік	2262	2683	2262	2683	2262	2262	2940
Smax , Мвар	54,4	71,5	20,3	7,1	11,135	25,3	54,6
R, Ом	3	4,5	9,3	9,3	7	10,3	6,7
Uном, кВ	110	110	110	35	35	110	110
?Рл, МВт	0,73	1,91	0,31	0,38	0,71	0,544	1,651
?Wгод.л, МВт ч/рік	1658	5131	712	1024	1604	1232	3735

Таблиця 4.4 Розрахунок втрат електроенергії в трансформаторах

№ пункту	1	2	3	4	5	6
Рмах, МВт	79	33	20	7	11	25
Wгод , Мвт.рік	303500	141700	76840	30060	42260	96050
Тмах , рік	3842	4264	3842	4264	3842	3842
Год втрат ч/рік	2262	2683	2262	2683	2262	2262
?Рхх, МВт	0,056	0,027	0,019	0,0092	0,0145	0,019
?Рк, МВт	0,29	0,12	0,085	0,0465	0,06	0,085
Sном.тр, МВА	63	25	16	6,3	10	16
ДWгод т, МВт	1842	819	514	252	346,7	610,2

ДWГОД.ВЛ =У ДWгод.вл - річні втрати енергії у всіх лініях

ДWГОД.Т =У ДWгод.т - річні втрати енергії у всіх трансформаторах

ДWГОД = ДWГОД.ВЛ + ДWГОД.Т - сумарні річні втрати енергії

ДWГОД.ВЛ =15100 МВт·ч/рік

ДWГОД.Т = 4400 МВт·ч/рік

ДWГОД = 15100 + 4400 = 19500 МВт·ч/рік

Вартість 1 кВт година загубленої електроенергії 1,0 коп = 0,01 тис.грн/Мвт·ч

ІУвтрат = 0,01·19500 = 195 тис. грн.

ІУ = 368 + 195 = 583 тис. грн.

Висновок: У даній главі визначили техніко-економічні показники електропередачі: для лінії СВН і для районної мережі. Були наведені повні капіталовкладення, повні щорічні витрати, розрахунок собівартості передачі електроенергії, що склала 1,46 грн за Мвт·год для линії 500 кВ и 0,844 грн за МВт·год для районної сети.



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

За станом ізоляторів ведуться спостереження при оглядах ліній, при верхівкових оглядах ліній під напругою, при верхівкових ревізіях відключених ліній; виробляються періодичні виміри розподілу потенціалу по гірлянді для порцелянових ізоляторів за допомогою вимірювальної штанги з метою виявлення «нульових» і дефектних ізоляторів.

Характер розподілу потенціалу по гірлянді з гарними ізоляторами може бути представлений у вигляді графіка (мал. 5.1), де по осі абсцис відкладена кількість ізоляторів у гірлянді, починаючи від траверси й кінчаючи ізолятором у провід, а по осі ординат - напруги, що доводяться на кожний елемент. Із графіків видно, що розподіл потенціалу по гірлянді нерівномірне: під найбільшою напругою перебуває ізолятор у провід; до середини гірлянди напруга, що приводиться на кожний елемент, падає, а до траверси знову починає зростати. Існують таблиці розподілу напруги по ізоляторах у гірляндах для ліній 35 - 500 кВ і норми відбраковування.

Роблячи вимір напруги, що доводиться на кожний елемент випробуваної гірлянди, і порівнюючи його з нормами відбраковування, можна судити про якість ізоляторів. При цьому бракуються ті ізолятори, які витримують менш 50% значення напруги, зазначеного в таблиці. Для вимірів напруги використовують штангу зі змінним іскровим проміжком.

Більше простим методом виміру ізоляторів є відбраковування тільки «нульових» ізоляторів або близьких по своєму стані до «нульових» за допомогою штанги з постійним іскровим проміжком. Величина іскрового проміжку в цьому випадку встановлюється по напрузі, рівному 2 кВ, а тому відбраковуються ізолятори, які витримують напругу 2 кВ і нижче. Наявність іскри між електродами розрядника в цьому випадку свідчить про придатність ізолятора. Якщо ж іскри й тріска ні, отже, ізолятор бракується й підлягає заміні.

Таким чином, застосовуючи голівку штанги з постійним іскровим проміжком, ми не виявимо ті неповноцінні ізолятори, які витримують менш 50% покладеного для цього елемента напруги, оскільки напруга на ньому вище 2 кВ і «» штанга, щодзижчить, цей неповноцінний ізолятор не виявить.

Перевагами штанги з постійним іскровим проміжком є її простота й більше висока продуктивність праці при контролі ізоляторів.

Для контролю ізоляторів у натяжних гірляндах анкерних опор ліній 500 кВ розроблена й застосовується повзункова штанга.

У тих випадках, коли за умовами техніки безпеки не можна зробити контроль ізоляторів штангами, можуть застосовуватися схеми для контролю ізоляторів підвищеною напругою 50 кВ від стороннього джерела живлення на відключених і заземлених лініях. Ці схеми через складність і громіздкість не знайшли широкого поширення.

Частіше в цих випадках застосовують мегаометр на 2,5 кВ, яким вимірюють опори ізоляції при сухій поверхні ізолятора на відключеній і заземленій лінії. Ізолятори, що мають опір менш 300 Мом, підлягають заміні.

Контроль лінійної ізоляції штангами виробляється в перший рік експлуатації й надалі не рідше 1 рази в 6 років. В окремих випадках через погану якість виготовлення ізоляторів зазначені строки доводиться скорочувати залежно від результатів попередніх вимірів.

5.2 Випробування ізоляції мегаометром

1) Виміру мегаометром у процесі експлуатації дозволяється виконувати навченим працівникам із числа електротехнічного персоналу. В електроустановках напругою вище 1000 У виміру виробляються по поряд, в електроустановках напругою до 1000 У - за розпорядженням.

У тих випадках, коли виміру мегаометром входять у зміст робіт, обмовляти ці виміри в убранні або розпорядженні не потрібно.

Вимірювати опір ізоляції мегаометром може працівник, що має групу III.

2) Вимір опору ізоляції мегаометром повинне здійснюватися на відключених струмоведучих частинах, з яких снять заряд шляхом попереднього їхнього заземлення. Заземлення зі струмоведучих частин варто знімати тільки після підключення мегаометра.

3) При вимірі мегаометром опору ізоляції струмоведучих частин сполучні провід варто приєднувати до них за допомогою ізолюючих власників (штанг). В електроустановках напругою вище 1000 У, крім того, варто користуватися діелектричними рукавичками.

4) При роботі з мегаометром доторкатися до струмоведучих частин, до яких він приєднаний, не дозволяється. Після закінчення роботи варто зняти зі струмоведучих частин залишковий заряд шляхом їхнього короткочасного заземлення.

5.3 Вимоги до конструкції штанг за умовами техніки безпеки

1) Штанги ізолюючі призначені для оперативної роботи (операції з роз'єднувачами, зміна запобіжників, установка деталей розрядників і т.п.), вимірів (перевірка ізоляції на лініях електропередачі й підстанціях), а також для накладення переносних заземлень.

2) Загальні технічні вимоги до штанг ізолюючої оперативним і штангам переносних заземлень наведені в ДЕРЖСТАНДАРТ 20494.

3) Штанги повинні складатися із трьох основних частин: робочої, ізолюючої й рукоятки.

4) Штанги можуть бути тридцятилітніми з декількох ланок. Для сполуки ланок між собою можуть застосовуватися деталі, виготовлені з металу або ізоляційного матеріалу. Допускається застосування телескопічної конструкції, при цьому повинна бути забезпечена надійна фіксація ланок у місцях їхніх сполук.

5) Рукоятка штанги може представляти з ізолюючою частиною одне ціле або бути окремою ланкою.

6) Конструкція й маса штанг повинні забезпечувати можливість роботи з ними однієї людини. При цьому найбільше зусилля на одну руку ( щопідтримує в обмежувального кільця) не повинне перевищувати 80 Н для вимірювальних штанг і 160 Н - для всіх інших.

7) Основні розміри штанг повинні бути не менш зазначених у табл. 5.1.

Таблиця 5.1 Мінімальні розміри штанг

Номінальна напруга електроустановки, кВ	Довжина, мм
	Ізолюючої частини	рукоятки
До 1	Не нормується
Понад 1 до 15	700	300
Понад 15 до 35	1100	400
Понад 35 до 110	1400	600
150	2000	800
220	2500	800
330	3000	800
Понад 330 до 500	4000	1000

5.4 Міри безпеки при роботах штангами на невідключених ВЛ

1) Роботи з вимірювальними штангами на лініях і підстанціях, що перебувають під напругою, при тумані, дощі, мокрому снігопаді й т.п., коли ізолююча частина штанги буде воложитися, забороняються.

2) Роботи повинні вестися бригадами не менш чим з 2 чіл., один із яких повинен мати кваліфікацію по техніці безпеки не нижче групи IV, а інші - не нижче групи III.

Під час роботи один робітник із бригади повинен перебувати на землі. Робити виміри дозволяється кожному з них. Виміри виробляються з опор або спеціальних пристосувань.

3) Підніматися на опору треба без штанги. Підйом штанги на опору повинен вироблятися за допомогою каната; при цьому штанга повинна бути у вертикальному положенні, робочою частиною нагору; при підйомі не допускати розгойдування й ударів її об опору.

Підйом штанги на невисокі опори або конструкції дозволяється шляхом передачі штанги з рук у руки після зміцнення працюючим запобіжним поясом.

4) При виробництві вимірів забороняється стосуватися штанги вище обмежувального кільця.

5) При роботах, зі штангою ізолююча частина її повинна розташовуватися так, щоб була виключена можливість її перекриття на сусідні струмоведучі частини або заземлені частини конструкції.

6) При роботах на опорах необхідно стежити за тим, щоб лаковий покрив штанги не ушкоджувався. На металевих опорах ліній 35 - 500 кВ роботи зі штангою допускається робити з верхньої частини опори або траверси.

7) На двухцепних лініях 35 кВ роботи з ізолюючими штангами, коли під напругою перебувають обидві ланцюги, дозволяється робити при відстані між ланцюгами не менш 3 м.

При відстані між ними менш 3 м провадження робіт з опор дозволяється лише на нижніх фазах, а на всіх фазах - лише при відключеному другому ланцюзі.

При роботах на анкерних і кутових опорах ліній 35 кВ забороняється просовувати штангу між петлею й гірляндами.

При роботах на верхній фазі опор положення працюючі повинне бути таким, щоб голова його перебувала нижче рівня нижнього провід на 0,6 м.

8) Працювати зі штангою на опорах, виконаних зі стовпів, просочених антисептиками, потрібно з особливою обережністю, не допускаючи дотику штанги до просочених деталей опор.

Просочувальна маса з поверхні штанги повинна віддалятися шляхом протирання сухою чистою м'якою ганчіркою, злегка змоченої в чистому бензині; при цьому лаковий покрив штанги не повинен порушуватися. Працювати штангою, що одержала поздовжнє ушкодження лакового покриву ізолюючої частини більше 20%, забороняється.

9) При яких-небудь порушеннях, замічених у роботі штанги, роботи негайно припиняються й штанга піддається позачерговому випробуванню.

5.5 Періодичні випробування штанг

1) У процесі експлуатації механічні випробування штанг не проводять.

2) Експлуатаційні електричні випробування проводяться підвищеною напругою ізолюючих частин оперативних і вимірювальних штанг. При цьому напруга прикладається між робочою частиною й тимчасовим електродом, накладеним в обмежувального кільця з боку ізолюючої частини.

Випробуванням піддаються також голівки вимірювальних штанг для контролю ізоляторів в електроустановках напругою 35 - 500 кВ.

3) Всі випробування повинні проводитися спеціально навченими особами.

4) Кожна штанга перед електричним випробуванням повинна бути ретельно оглянута з метою перевірки наявності маркування виготовлювача, номера, комплектності, відсутності механічних ушкоджень, стану ізоляційних поверхонь. При невідповідності засобу захисту вимогам випробування не проводять до усунення виявлених недоліків.

5) Електричні випробування варто проводити змінним струмам промислової частоти, як правило, при температурі (25+10)? С.

Швидкість підйому напруги до 1/3 іспитового може бути довільної (напруга, рівне зазначеному може бути прикладене поштовхом), подальше підвищення напруги повинне бути плавним і швидким, але, що дозволяє при напрузі більше 3/4 іспитового зчитувати показання вимірювального приладу. Після досягнення нормованого значення й витримки при цьому значенні протягом нормованого часу напруга повинне бути плавно й швидко знижене до нуля або до значення не вище 1/3 іспитової напруги, після чого напруга відключається (ДЕРЖСТАНДАРТ 1516.2).

6) Іспитова напруга прикладається до ізолюючої частини. При відсутності відповідного джерела напруги для випробування цілком ізолюючих штанг, що ізолюють частин покажчиків напруги й покажчиків напруги для перевірки збігу фаз допускається випробування їх вроздріб. При цьому ізолююча частина ділиться на ділянки, до яких прикладається частина нормованої повної іспитової напруги, пропорційна довжині ділянки й збільшена на 20%.

7) Ізолюючі штанги, призначені для електроустановок напругою від 1 до 35 кВ включно, випробовуються напругою, рівним 3-кратному лінійному, але не нижче 40 кВ, а призначені для електроустановок напругою 110 кВ і вище - рівним 3-кратному фазному.

8) Тривалість додатка повної іспитової напруги становить 1 хв. для ізоляції із гнучких полімерних матеріалів і 5 хв. для ізоляції з інших діелектриків.

9) Норми й періодичність експлуатаційних випробувань штанг наведені в табл. 5.2.

Таблиця 5.2 Норми й періодичність експлуатаційних випробувань

Засіб захисту	Напруга, кВ	Іспитова напруга, кВ	Тривалість Випробування, хв	Періодичність випробувань
Штанги ізолюючі	До 1 До 35 110 і вище	2 3-х кратне лінійне 3-х кратне фазне	5 5 5	1 раз в 24 мес.
Вимірювальні штанги	До 35 110 і вище	3-х кратне лінійне 3-х кратне фазне	5 5	1 раз в 12 мес.
Голівки вимірювальних штанг	35-500	30	5	1 раз в 12 мес.

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

Згідно [4] розрахунок проводів і тросів повітряних ліній виробляється по методу механічних напруг, що допускаються, при впливі нормативних навантажень.

Різні стани лінії електропередачі називаються режимами роботи лінії. Нормальним режимом роботи будівельних конструкцій ВЛ називається стан ВЛ при необірваних проводах і тросах. Аварійним режимом називається стан ВЛ при обірваних одному або декількох проводах або тросах. Монтажним режимом ВЛ називається стан ВЛ в умовах монтажу опор, проводів, тросів.

Сполучення механічних навантажень у різних режимах роботи ВЛ:

нормальний режим - основні сполучення;

монтажний режим - додаткові сполучення;

аварійний режим - особливі сполучення.

Попередньо, з довідників [2, 5],виписуються основної фізико-механічної й конструктивної дані заданої марки провід.

У результаті механічного розрахунку проводів і тросів визначаються механічні навантаження, що діють на провід й троси, внутрішні напруження, що виникають у них при самих несприятливих сполученнях кліматичних умов, а також перебувають довжина прольоту Lгаб і найбільша стріла прогину провід fгаб..

Розрахунок всіх цих величин виконується на ЕОМ. Програма механічного розрахунку проводів і тросів розроблена на кафедрі «Електричні системи».

З урахуванням рівня напруги проектованої лінії знаходимо нормативну товщину стінки ожеледі з = 10 мм.

Як опори вибираємо проміжну ПБ - 1 - 3 і анкерну В2.

Розрахунок провід 3*АС-300/66.

Вихідні дані:

Фактичний перетин провід - 353,8 мм2

Діаметр провід - 24,5 мм

Маса провід - 1313 кг/км

Температурний коефіцієнт лінійного подовження - 18,310-6 град-1

Модуль пружності - 8,9103 даний/(м2)

Швидкісний напір - 71,5 даний/(м2)

Товщина стінки ожеледі - 10 мм

Напруги, що допускаються, при макс навантаженню - 14,9 даний/(м2)

Напруги, що допускаються, при середньорічній температурі - 9,9 даний/(м2)

Вихідні дані вводяться у файл id.dat. Далі запускаємо файл Airline.exe, результати розрахунку перебувають у файлі rez.dat, а також у файлі line_7.mcd перебувають графіки зміни напруги й стріл прогину від довжини прольоту для різних режимів роботи ЛЕП.

Результати розрахунку провід (rez.dat) перебуває в додатку 12.

Графіки зміни напруги й стріл прогину від довжини прольоту для різних режимів роботи ЛЕП:

Розрахунок троса З-70.

Вихідні дані:

Фактичний перетин провід - 76,4 мм2

Діаметр провід - 11,2 мм

Маса провід - 617 кг/км

Температурний коефіцієнт лінійного подовження - 1210-6 град-1

Модуль пружності - 20103 даний/(м2)

Швидкісний напір - 75,3 даний/(м2)

Товщина стінки ожеледі - 10 мм

Напруги, що допускаються, при макс навантаженню - 31 даний/(м2)

Напруги, що допускаються, при середньорічній температурі - 21,6 даний/(м2)

Результати розрахунку троса (rez.dat)перебуває в додатку 12

Графіки зміни напруги й стріл прогину від довжини прольоту для різних режимів роботи ЛЕП:

Висновки: у даній главі по довідковій літературі підготували вихідні дані для програми механічного розрахунку проводів і тросів, потім зробили розрахунок провід АС-300/66 і провід З-70. У результаті розрахунку одержали питомі навантаження, критичні температури й критичні прольоти, а також побудовані графіки зміни напруги й стріл прогину від довжини прольоту для різних режимів роботи ЛЕП.

Висновок

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 прийомний системі Ррезерв = 320 МВт і, спроектували лінію електропередачі напругою 500 кВ. Зробили розрахунок основних режимів роботи електропередачі. Для нормальної роботи передачі потрібні установка 9 груп реакторів 9x3xРОДЦ-60/500 і двох синхронних компенсаторів типу КСВБ0-50-11. Так само виконане проектування розвитку районної електричної мережі: доданий один пункт споживання й ще одне джерело живлення; була визначена потрібна району потужність, що склала 139 МВт, складений баланс активної й реактивної потужності; для двох обраних варіантів розвитку мережі зробили вибір (перевірку) перетинів проводів і трансформаторів; у результаті техніко-економічного порівняння розрахували для варіантів наведені витрати, які склали З1 = 541 тис. грн. і З2 = 589 тис. грн. і для розрахунків параметрів основних режимів роботи мережі вибрали варіант 1; за результатами розрахунку режимів на ЕОМ виконали регулювання напруги в споживачів. Крім того, розглянуті питання про підвищення надійності роботи ВЛ при впливі атмосферних навантажень. Так само в розділі по безпеці й екологічності наведена техніка безпеки при профілактичних випробуваннях ізоляції.

Список літератури

1. Методичні вказівки з розрахунку кліматичних навантажень на ВЛ і побудові регіональних карт із повторюваністю 1 раз в 25 років.

2. Довідник по проектуванню електроенергетичних систем за редакцією С. С. Рокотяна й И. М. Шапиро. - К., 2004

3. Неклепаєв В.Н., Гачків И.П. Електрична частина електростанцій і підстанцій. Довідкові матеріали для курсового й дипломного проектування - К., 2005

4. Довідник по електричних установках високої напруги/ під ред. І. А. Баумштейна, С. А. Бажанова. - К., 2005

5. Неклепаєв В.Н., Гачків І.П. Н. Н. Кувшинський Електрична частина електростанцій і підстанцій. Довідкові матеріали для курсового й дипломного проектування - К., 2006

6. Про підвищення надійності ВЛ при впливі атмосферних навантажень. / Никифоров Е. П. // Електричні станції. 2004, №2. -С.38-42.

7. Андриевський В. Н. і ін. Експлуатація повітряних ліній електропередачі. - К., 2005

Размещено на Allbest.ru