Режимы работы ВЛ 750 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕФЕРАТ

Звіт про ДП: с., рис., табл.., 37 джерел інформації

Ключові слова: ПОВІТРЯНА ЛІНІЯ, НАДВИСОКА НАПРУГА, СХЕМА ЕЛЕКТРИЧНИХ З'ЄДНАНЬ, РОЗРАХУНКОВА СХЕМА ЗАМІЩЕННЯ, ПАРАМЕТРИ РЕЖИМІВ, КОМПЕНСУЮЧІ ПРИСТРОЇ, ОПТИМІЗАЦІЯ РОЗТАШУВАННЯ, ОПОРИ, ГІРЛЯНДИ, ПОЛІМЕРНІ ІЗОЛЯТОРИ

Виконано обґрунтування вибору основних техніко-економічних параметрів повітряної лінії електропередавання. Визначено основне обладнання, складена схема електричних з'єднань та розрахункова схема заміщення. Виконано розрахунок втрат електричної енергії від корони. Визначені параметри робочих режимів з інтервалом у 25% від передаваємої потужності.

У кожному із режимів на оcнові аналізу багатоваріантних розрахунків встановлено доцільний склад компенсуючіх пристроїв та їх оптимальне розташування.

Прийняті рішення з конструкції елементів повітряної лінії(опори та ізоляція фазних проводів).

Виконано узагальнення досвіду експлуатації ізоляторів з композиційних матеріалів в ОЕС України.

Висвічені питання охорони праці та навколишнього середовища, виконано розрахунок заземлення металевої опори вільного устаткування.

Визначені основні техніко-економічні показники.

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

АЭС - атомная электрическая станция

АПВ - автоматическое повторное включение

АС - анкерная стальная опора

ЭЭС - электроэнергетическая система

ЭП - электропередача

СВН - сверхвысокое напряжение

ВЛ - воздушная линия

ПС - понижающая подстанция

ОРУ - открытое распределительное устройство

КУ - компенсирующие устройства

СК - синхронный компенсатор

БСК - батарея статических конденсаторов

ШР - шунтирующий реактор

ИП - искровой промежуток

ПСО - портальная стальная опора

ЗУ - заземляющее устройство

ЭМП - электромагнитное поле

СЗЗ - санитарно-защитная зона

СМР - строительно-монтажные работы

ЗП - заработная плата

ТЭР - технико-экономический расчет

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Исследование параметров режимов в воздушной линии электропередачи 750кВ

1.1 Цели и задачи исследования параметров режимов. Исходные данные для выполнения проекта электропередачи

1.2 Обоснование выбора номинального напряжения и числа цепей воздушной линии

1.3 Рекомендации по выбору сечения и конструкции фазного провода

1.4 Расчет среднегодовых потерь мощности на корону

1.5 Выбор основного оборудования и составление схемы электрических соединений электропередачи

1.6 Составление расчетной схемы замещения и определение её параметров

1.7 Расчет параметров исследуемых режимов работы электропередачи

1.8 Выбор числа и мощности компенсирующих устройств. Оптимизация их размещения

1.9 Искровое подключение шунтирующих реакторов

1.10 Выбор опор воздушной линии

1.11 Определение числа изоляторов в гирляндах

1.12 Организация эксплуатации воздушной линии.

Выводы к главе1

2. Обобщение опыта эксплуатации полимерных изоляторов

2.1 Общие сведения об изоляции воздушных линий

2.2 Технические характеристики изоляторов из композиционных материалов

2.3 Основные свойства изоляторов из композиционных материалов

2.4 Результаты испытаний полимерных изоляторов

2.5 Опытная эксплуатация полимерных изоляторов в ОЭС Украины

2.6 Перспективы разработки изолирующих конструкций из полимерных изоляторов

2.7 Выводы и рекомендации

3. Охрана труда и защита окружающей среды

3.1 Общие вопросы охраны труда и окружающей среды

3.2 Производственная санитария

3.3 Техника безопасности при работах на воздушных линиях электропередач

3.4 Расчет заземляющего устройства промежуточной свободностоящей опоры

3.5 Пожарная безопасность

3.6 Меры защиты от воздействия электрического поля и требования к производству работ вблизи ВЛ

4. Экономическая часть

4.1 Определение сметной стоимости электропередачи 750кВ

4.2 Расчет годовых эксплуатационных расходов и себестоимости передачи электроэнергии

4.3 Расчет технико-экономических показателей электропередачи 750кВ

Заключение

Список источников информации

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика - это базовая отрасль топливно-энергетического комплекса Украины, которая обеспечивает потребности страны в электроэнергии и частично в тепле, а эффективность её функционирования и развития в значительной мере определяет конкурентоспособность экономики, возможность её роста, качество и уровень жизни.

В современном обществе трудно представить себе жизнь без электричества. Приоритетность электрической энергии определяется комплексом её положительных качеств, таких как:

- универсальность;

- способность к преобразованию и безграничному делению;

- легкость в управлении технологическими процессами;

- гигиеничность;

- транспортируемость на большие расстояния.

Производительность труда и его электровооруженность тесно связаны с развитием промышленности, а электропотребление в сфере коммунально-бытовых нужд обеспечивает комфортность нашей жизни, [1].

Электроэнергетика Украины - это мощный, сложный и разветвленный технологический комплекс, предназначенный для производства, передачи и распределения электрической энергии между промышленными, сельскохозяйственными потребителями.

Основа электроэнергетики страны - объединенная энергетическая система (ОЭС), которая осуществляет централизованное электрообеспечение потребителей. ОЭС взаимодействует с энергосистемами смежных стран, обеспечивает экспорт электроэнергии и её импорт.

ОЭС включает в себя восемь региональных электроэнергетических систем (ЭС) - Днепровскую, Донбасскую, Западную, Крымскую, Южную, Южно-Западную, Северную и Центральную, связанных между собой системообразующими и межгосударственными линиями электропередачи 750кВ и 330-500кВ.

Общая установленная мощность электрических станций, которые входят в состав ОЭС, составила в 2004г. 50,9 млн. кВт.

Функции местного электрообеспечения отдельных потребителей осуществляют так называемые локальные электростанции, которые не входят в состав ОЭС. Их общая установленная мощность составила в 2004г. 2,0 млн. кВт и остается неизменной с 1990г.

Суммарная установленная мощность электростанций страны равнялась на 01.01.2005г. 52,9 млн. кВт. Из них ТЭС - 36,4 млн. кВт (68,8%); АЭС - 11,8 млн. кВт (22,3%); ГЭС - 4,7 млн. кВт (8,9%). Централизованное производство электрической энергии в ОЭС выполняют 14 наиболее мощных тепловых и 8 гидравлических электростанций, которые входят в состав шести государственных акционерных энергогенерирующих компаний.

Распределение электрической энергии в ОЭС осуществляют 24 областных акционерных электроснабжающих компании, электроснабжающие компании Автономной республики Крым, а также электроснабжающие компании Киева и Севастополя. Минэнерго Украины осуществляет корпоративное управление энергоснабжающими компаниями в пределах пакетов акций, которые остались в государственной собственности.

Транспорт электрической энергии от энергогенерирующих до энергоснабжающих компаний магистральными электросетями, а также диспетчерские функции обеспечивает Национальная энергетическая компания «Укрэнерго», в состав которой входят 8 региональных электроэнергетических систем с диспетчерскими центрами.

Электрические сети Минтопэнерго Украины насчитывают свыше 1млн. км воздушных и кабельных линий электропередачи всех классов напряжения, а также 207435 единиц трансформаторных подстанций напряжением 6 - 750 кВ общей мощностью 201483 МВА.

В целом насчитывается 130 подстанций (ПС) напряжением 220кВ и выше общей мощностью 75339 МВА. Длина воздушных линий (ВЛ) напряжением 220-750кВ составляет около 22 тыс.км.

Развитие магистральных электрических сетей напряжением 330кВ в Украине приходится на 60-е годы с началом строительства ряда подстанций и системообразующих воздушных линий электропередачи. Сейчас в эксплуатации находятся 85 подстанций 330кВ общей мощностью 48236,4 МВА и 13 тыс. км линий электропередачи напряжением 330кВ.

К особенно важным объектам магистральных электрическим систем, в целом, можно отнести все подстанции напряжением 750кВ и воздушные линии этого же класса напряжения общей протяженностью 4,1 тыс. км.

Электрические сети напряжением 800, 500 и 400кВ, которые сооружались в свое время для межгосударственных и межреспубликанских связей, имеют ограниченное распространение на территории Украины. Сегодня функционирует одна подстанция напряжением 500кВ с мощностью 1252МВА и две подстанции напряжением 400кВ с мощностью 1339МВА. Общая длина воздушных линий напряжением 400, 500 и 800 кВ составляет 753 км.

Энергетические объекты напряжением 220кВ в Восточном Донбассе, Западном и Южном регионах Украины имеют преимущественно распределительный характер. Насчитывается 35 подстанций напряжением 220кВ общей мощностью 9889,8МВА. Длина воздушных линий этого напряжения составляет 4,1 тыс. км. [2].

Существующие магистральные электрические сети ОЭС Украины обеспечивают в полном объеме перераспределение электрических потоков и надежную выдачу мощностей АЭС в нормальных режимах. Исключением является узел Запорожской АЭС, в котором из-за недостаточности электросетей напряжением 750кВ не может быть выдана её полная мощность.

В настоящее время главным в развитии электросетей напряжением 750кВ является построение трех широтных магистралей, которые вместе с поперечными связями должны обеспечить гибкость и надежность функционирования ОЭС Украины, для этого необходимо:

- введение в действие воздушной линии электропередачи Донбасская - Харьковская - Северо-украинская - Чернобыльская АЭС, что обеспечивает окончание формирования второй (Северной) магистрали напряжением 750кВ;

- введение в действие ВЛ Запорожская АЭС - Каховская (с подстанциями «Каховска» - Приморская (Одесская) - Днестровская ГАЭС) для формирования третей (Южной) магистрали и выдачу полной мощности Запорожской АЭС.

Для организации передачи электроэнергии в дефицитную Харьковскую энергосистему необходимо построить Харьковскую подстанцию напряжением 750кВ, а для энергообеспечения южных регионов Украины (особенно Крыма) необходимо завершить строительство Каховской подстанции напряжением 750кВ.

Для энергообеспечения Киевского региона после закрытия Чернобыльской АЭС необходимо построить подстанцию напряжением 750кВ «Киевская».

Для выдачи мощности энергоблоков атомных электростанций предусмотрено ряд работ по сооружению воздушных линий. Для выдачи мощности энергоблока №4 Ровенской АЭС, необходимо перевести на напряжение 750кВ линию Ровенская АЭС - ПС Западно-украинская и построить магистрали напряжением 330кВ Ровенская АЭС - Луцк-Львов [3].

Приведенная выше характеристика основных сетей ОЭС Украины и перспективы их развития свидетельствуют о том, что исследование параметров режимов в сети 750кВ представляет важную и актуальную задачу.

1. ИССЛЕДОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМОВ В ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 750КВ

1.1 Цели и задачи исследования параметров режимов. Исходные данные для выполнения проекта электропередачи

Электропередача - это комплекс из воздушных линий (ВЛ) и подстанций (ПС) (повышающих, приемных и промежуточных).

В настоящее время электропередачи СВН проектируются как элементы сложной сети энергосистемы, работающие параллельно с сетями других напряжений.

В дипломной работе электропередачи 750кВ необходимо разработать и обосновать:

- выбор напряжения и число цепей воздушной линии;

- сечение и конструкцию фазного провода;

- тип, число и мощность трансформаторов в электропередаче;

- схему замещения электропередачи;

- определить параметры рабочих и послеаварийных режимов;

- выбрать мощность компенсирующих устройств и произвести их оптимальное размещение;

- сделать выбор элементов конструкции воздушной линии;

- рассмотреть вопросы охраны труда и окружающей среды;

- произвести оценку технико-экономических показателей проектируемой электропередачи [4].

Все элементы ВЛ электропередач подвергаются воздействию рабочего напряжения, внутренних и грозовых перенапряжений, а также различных метеорологических факторов: колебаний давления, температуры, влажности воздуха, различного вида осадков и увлажнений (дождь, туман, роса, мокрый снег, изморозь, гололед), ветрового напора и т.п. Этот комплекс воздействий на конструкции ВЛ и ОРУ с учетом необходимости бесперебойного электроснабжения потребителей, обеспечение необходимого качества напряжения у потребителей, доступности трассы линии для людей и животных (отсутствие ограждений), обеспечения профилактических и ремонтных работ определяет шесть различных групп требований к конструктивным элементам электропередач:

- обеспечение надежной работы всех конструктивных элементов ЭП при возможных (расчетных) сочетаниях воздействий механических нагрузок в нормальных (воздействие массы самих элементов ЭП, гололедных отложений и ветровых нагрузок) и аварийных (обрыв проводов) режимах работы ЭП;

- обеспечение надежной работы изоляции ЭП при всех эксплуатационных воздействиях напряжения и метеорологических факторов;

- обеспечение безопасности перемещения людей, животных и механизмов под линиями, а также безопасности работы ремонтного персонала на ВЛ и в ОРУ;

- ограничение акустических и радиопомех от элементов линии электропередачи;

- обеспечение наиболее экономичных режимов работы ЭП;

- обеспечение максимальной экономической эффективности ЭП с учетом капитальных затрат, потерь энергии в токоведущих элементах и в воздухе (потерь на корону) и ущербов от перерывов электроснабжения [5].

Исследование и анализ всех воздействий на элементы электропередачи требует привлечения к разработке специалистов различного профиля.

Задачей исследования параметров режимов в дипломной работе является нахождение экономического оптимума связей между параметрами режимов ЭП, а также отыскание основных закономерностей явлений, влияющих на эти параметры.

Целью исследования параметров режимов в электропередачи 750кВ является определение такого состава компенсирующих устройств, который бы обеспечивал распределение напряжения вдоль линии в допустимых пределах и условия его регулирования, соответствующие минимуму потерь активной мощности.

В качестве исходных данных для исследования параметров режимов принята электропередача напряжением 750кВ, состоящая из трех участков средней длиной 250 км каждый.

Мощность, выдаваемая в сеть приемной системы на напряжение 750кВ, составляет в режиме максимальных нагрузок при . Коэффициент мощности приемной системы , что приводит к появлению небаланса по реактивной мощности, который учитывается, как . Отбор мощности на третичной обмотке не предусматривается.

Нагрузки промежуточных подстанций №1 и №2 приняты одинаковыми для режима максимальных нагрузок при .

Отбор мощности на промежуточных подстанциях и на подстанции приемной системы принят изменяющимся через каждые 25% в долях от натуральной мощности.

Региональное расположение исследуемой электропередачи - восточная часть Украины.

Нагрузки подстанций, исследуемой электропередачи, приведенные к напряжению ВЛ 750кВ представлены в таблице 1.1, а предварительное распределение мощностей по участкам - в таблице 1.2.

Таблица 1.1 - Нагрузки в системе электропередачи 750кВ в различных режимах, МВА

Рi/Pнаг?100%	SП1=PП1-jQП1	SП2=РП2-jQП2	S0=P0-jQ0	Sc=Pc-jQc	j?Qнб
100	550-j266,2	550-j266,2	1100-j532,4	1100-j361,9	170,5
75	412,5-j199,65	412,5-j199,65	825-j399,3	825-j271,4	127,9
50	275-j133,1	275-j133,1	550-j266,2	550-j181	85,2
25	137,5-j66,55	137,5-j66,55	275-j133,1	275-j90,5	42,6

Таблица 1.2 - Предварительное распределение мощностей по участкам исследуемой электропередачи, МВА

Рi/Pнаг?100%	S1=Р1-jQ1	S2=P2-jQ2	S3=S0=P0-jQ0
100	2200-j1064,8	1650-j798,6	1100-j532,4
75	1650-j798,6	1237,5-j598,95	825-j399,3
50	1100-j532,4	825-j399,3	550-j266,2
25	550-j266,2	412,5-j199,65	275-j133,1

Принципиальная схема электропередачи с двумя промежуточными ПС приведена на рисунке 1.1

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема электропередачи

Для выполнения исследования параметров режимов предложено в соответствии с исходными данными принять по всей длине линии одну ступень сечения 5?АС-400/51, хотя эта рекомендация входит в противоречие с «Нормами технологического проектирования ВЛ…» [6], введенными Минэнерго Украины с 01.01.95г.

Данные исследования параметров режимов выполняются в составе комплексной дипломной работы со студ. Геворгян А.М., у которой исходные данные по схеме, нагрузкам и характеристикам одинаковы, но сечение по всей длине ВЛ рекомендовано принять 5?АС-300/66.

Сопоставление параметров режимов, расхода компенсирующих устройств, уровня потерь на нагрев и корону в рассматриваемых вариантах ВЛ позволяет более детально рассмотреть влияние сечения на электрические характеристики воздушной линии.

Введение ГКД 341.004.002-94 [6], направленное на сокращение набора используемых сечений, исходит из того, что сечение провода и конструкция фазы определяют, в основном, конструктивно-строительную часть ВЛ.

Однако при этом утверждается, что новая область нормативных сечений проводов таблица 1.3 [6] создает условия для проектирования экономически эффективных электропередач, т.к. при этом существенно снижаются технологические потери мощности и электроэнергии [3].

Таблица 1.3 - Нормируемые сечения сталеалюминевых проводов

Напряжение ВЛ, кВ	Номинальное сечение провода (по алюминию), мм2	Количество проводов в фазе
35	120	1
110	120*,240	1
150	240	1
330	400	2
750	300	5

* Использование провода сечением 120 мм2 на ВЛ 110кВ допускается при переедаемой мощности менее 20 МВт.

С этими утверждениями можно согласиться в классах напряжения 35-330 кВ, где сечения повышены практически до максимально возможных.

Однако, в ВЛ 750 кВ циркуляция реактивной мощности и потери на корону тесно связанные с сечением и конструкцией фазы существенно влияют на уровень технических потерь.

Тем более, что в комментариях к таблице 1.3 сделано примечание о том, что в обоснованных случаях при реконструкции существующих ВЛ допускается использование проводов других сечений, если это позволяет отказаться от замены строительных конструкций.

1.2 Обоснование выбора номинального напряжения и числа цепей воздушной линии

Выбор номинального напряжения электропередачи СВН зависит от величины передаваемой мощности, её длины, числа цепей, сечения и конструкции фазных проводов, а также от наличия устройств, повышающих пропускную способность.

Единой методикой выбора номинального напряжения ВЛ электропередачи является метод сопоставительного проектирования вариантов.

В виду трудоемкости выполнения технико-экономических расчетов предлагаются эмпирические формулы, связывающие передаваемую мощность и длину линий разных классов напряжения.

Для предварительного выбора номинального напряжения ЭП следует использовать области экономических напряжений либо кривые равной экономичности P=f(1), обобщающие опыт проектирования института «Энергосетьпроект».

Для принятия окончательного решения об оптимальном напряжении отдельных ВЛ необходимо считаться с системой напряжений, принятой в данном энергетическом объединении.

Стоимость 1 км. ВЛ, относящейся к распределительным сетям ЭЭС с Uн=110(220)кВ определяется выражением:

КВЛ=К1+К2F,

а основных сетей с Uн=330 - 750 кВ

КВЛСВН=К1+К2ЭF+K3U,

где: К1 - постоянная составляющая стоимости (проект, изыскания);

К2, К2Э, К3 - коэффициенты, зависящие от сечения и напряжения ВЛ;

К2Э - должен учитывать не только сечение, но и конструкцию фазы, которая через нагрузки на опоры и фундаменты определяет их массу и стоимость;

К3 - должен учитывать стоимость изоляции, ширину полос отчуждения, охранные мероприятия в пределах санитарно-защитных зон (СЗЗ).

Исследованиями английских ученых Р. Стокса и Б. Джоунса показано, что для длинных линий передаваемая мощность и класс напряжения связаны зависимостью [7]:

P=KU2,

где К - коэффициент пропорциональности.

Для коротких участков линий:

P=KU2.4.

В отечественной практике для выбора номинального напряжения ВЛ СВН используются две формулы:

- формула профессора Залесского А.М. рекомендована для обоснования экономически целесообразного напряжения электропередач 330 - 500кВ:

, кВ.

Здесь Р - передаваемая мощность одной цепи, кВт;

l - длина линии, км.

- формула Илларионова Г.А., в соответствии с которой

, кВ.

Здесь Р - передаваемая мощность одной цепи, МВт;

l - длина линии, км.

Формула дает приемлемые результаты для ВЛ напряжением класса 750-1150 кВ [8].

При наличии промежуточных подстанций в проектируемой ЭП выбор и обоснование напряжения производится по участкам ВЛ с использованием соответствующих потоков активных мощностей и длин участков (таблица 1.2) в максимальном режиме.

Все эмпирические формулы учитывают только технические параметры проектируемой электропередачи (передаваемую мощность и длину) и не учитывают экономических факторов, а также конструктивные особенности воздушной линии. Это ограничивает возможности их применения и рекомендуется для предварительного обоснования номинального напряжения ВЛ электропередачи, в особенности СВН.

Для предварительного выбора номинального напряжения проектируемой электропередачи СВН следует использовать также экономические области номинальных напряже6ний, разработанные институтом «Энергосетьпроект». Кривые, разграничивающие экономически целесообразные области номинальных напряжений, построены как геометрические места точек с одинаковыми приведенными затратами для передачи электрической энергии при двух смежных номинальных напряжениях (например, 330 и 500 кВ или 750 и 1150 кВ). Экономические области, ограниченные кривыми, дают возможность предварительного выбора напряжения при передачи мощности Р на расстояние [9].

Выбор номинального напряжения выполняется одновременно с выбором схемы сети путем сопоставления смежных напряжений в пределах принятой в рассматриваемом районе шкалы.

Основная шкала напряжения в ОЭС Украины: 750/330/110/35/10 кВ [7].

Для принятия окончательного решения об оптимальном напряжении отдельных ВЛ необходимо считаться с системой напряжений, принятой в данном энергетическом объединении.

Выполним расчет напряжений UН по участкам проектируемой ЭП по формуле Илларионова:

кВ,

кВ,

кВ.

На основании этих расчетов следует принимать напряжение ближайшее большее по стандарту, т.е. 750кВ. Это же решение можно было принять на основе исходных данных на проектирование и таблицы 1.4, которая связывает пропускную способность и дальность передачи [10].

Таблица 1.4 - Пропускная способность и дальность передачи линий 110 - 750 кВ

Напряж. линии U, кВ	Сечение провода, мм2	Передаваемая мощность Р, МВт	Длина ВЛ, км
		Натуральная РН, МВт	При плотности тока 1,0 А/мм2	Предельная при КПД=0,9	Средняя (между двумя ПС)
110	70-240	30	13-45	80	25
150	150-300	60	38-77	250	60
220	240-400	135	90-150	400	100
330	2?240-2?400	360	270-450	700	130
500	3?300-3?500	900	770-1300	1200	280
750	5?300-5?400	2100	1500-2000	2200	300

При решении вопроса о выборе числа цепей для проектируемой электропередачи 750кВ следует учитывать такие соображения. Число цепей воздушной линии электропередачи определяется её ролью в энергосистеме, зависит от её назначения и положения в системе, а также от мощности электропередачи и не может выбираться произвольно, так как непосредственно отражается на стоимости сооружения. Сооружение многоцепной линии СВН требует большой полосы отчуждения, крупных капиталовложений, большого расхода цветных металлов и других материалов. Поэтому следует проектировать линии электропередачи по возможности одноцепными. Сооружение одноцепных линий электропередачи допустимо, если передаваемая мощность составляет не более 10% от мощности приемной системы. В этом случае выход из строя линии может быть восполнен аварийным резервом самой системы. Кроме того необходимо учитывать, что устройства АПВ существенно повышают надежность работы одноцепных линий. Для дальней передачи СВН характерны большие емкостные токи, обусловленные повышением рабочего напряжения передачи и значительным увеличением её длины (таблица 1.5).

Таблица 1.5 - Удельные значения зарядных токов и мощностей

Напряжение, кВ	Зарядный ток 1 км. линии,	Зарядная мощность 1 км линии, квар
330	0,52	420
500	1,13	940
750	1,77	2300

Для длинной линии электропередачи активные потери в режимах холостого хода и малых нагрузок определяются большими емкостными токами. Увеличение числа параллельных цепей линии вызывает пропорциональное увеличение потерь холостого хода и потерь на корону.

При одной и той же передаваемой мощности увеличение числа параллельных цепей вызывает ухудшение экономических показателей передачи и может быть оправдана лишь требованиями надежности и устойчивости. Необходимость сооружения двухцепных линий ЭП СВН должна быть обоснована технико-экономическими расчетами. Но если передаваемая по ВЛ мощность существенно превышает её пропускную способность (таблица 1.2) или когда мощность приемной системы того же порядка, электропередачу следует сооружать двухцепной. Для проектируемой ВЛ следует принять одну цепь по всей длине [11].

1.3 Рекомендации по выбору сечения и конструкции фазного провода

Критерием для выбора сечения проводов ВЛ является минимум приведенных затрат. Однако в практике проектирования выбор сечения проводов ВЛ производится не сопоставительным технико-экономическим расчетом в каждом конкретном случае, а по нормативным обобщенным показателям.

В качестве такого показателя используется экономическая плотность тока (JЭК.) [8].

С ростом номинального напряжения ВЛ все большее значение для технико-экономических показателей передачи имеют потери мощности и энергии на корону и требования ограничения уровня радиопомех. Это приводит к не соответствию между сечениями, определяемыми по условиям короны, и сечениями, требуемыми по JЭК. Чтобы устранить это несоответствие по JЭК выбирается суммарное (ориентировочное) значение сечения фазы, в пределах которого намечается ряд вариантов конструкции проводов расщепленной фазы и затем производится их технико-экономическое сравнение.

Конструкция расщепленной фазы (диаметр и сечение проводов, количество проводов в фазе и расстояние между ними) определяют такие характеристики передачи, как пропускная способность, потери на нагрев проводов и корону, уровни радиопомех от линии, габариты ВЛ и степень её воздействия на окружающую среду. При этом изменение того или иного параметра в конструкции фазы может по-разному сказываться на параметрах электропередачи в целом и её технико-экономических показателях.

Увеличение числа проводов в фазе при одинаковом суммарном сечении ухудшает технико-экономические показатели линий: растет стоимость самих проводов, растут горизонтальные и вертикальные нагрузки на опоры, обусловленные действием ветра на увеличивающуюся поверхность проводов и увеличением массы самих проводов и гололедных отложений на них. Это, в свою очередь, вызывает утяжеление опор и фундаментов линий, что приводит к увеличению её стоимости, усложняется и удорожается арматура и монтаж проводов на линии.

Вместе с тем, увеличение числа проводов снижает реактивное сопротивление линии, что повышает её пропускную способность и позволяет снизить затраты на установку компенсирующих устройств на подстанциях [12].

Общее сечение фазного провода ВЛ СВН определяется выражением:

,

где Iрасч - расчетная токовая нагрузка линий определяется как Iрасч=I5?I?T. Здесь I5 - ток линии на пятый год её эксплуатации, определяемый для системообразующей линии по расчетным длительным потокам мощности, а для распределительных сетей по нагрузке линий при прохождении максимума нагрузки энергосистемы; ?I - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии; ?T - коэффициент, учитывающий Тмакс и коэффициент попадания в максимум энергосистемы [8].

С принятием [6] учитывает силу п.п. 1.3.25-1.3.33 [13] и вводятся рекомендации по сечению проводов и их количеству, представленные в таблице 1.3.

При этом для ВЛ 35-750 кВ следует применять сталеалюминевые провода (АС).

Для районов с толщиной стенки гололеда до 20мм рекомендуется применять сталеалюминевые провода со следующими примерными отношениями А/С: при сечении 240 и 400 мм - 7,5-8,0; для районов с толщиной стенки гололеда свыше 20мм - 4,3-4,4; на больших переходах с пролетами более 800м - 1,5. выбранные по настоящим «Нормам» [6] провода должны быть проверены по условиям допустимого нагрева, при котором температура провода не превышает +700С.

Допустимые длительные токи для сталеалюминевых проводов при температуре окружающего воздуха +250С приведены в таблице 1.6. Допустимые токи подлежат уточнению по фактическим характеристикам проводов.

Таблица 1.6 - Допустимые длительные токи для сталеалюминевых проводов

Номинальное сечение (по алюминию), мм2	50	70	95	120	150	185	240	300	330	400	500	600
Ток, А	210	265	330	375	450	550	605	680	730	825	945	1050

Примечание: при температуре воздуха, отличающейся от +250С, применяются следующие поправочные коэффициенты:

-5	0	+5	+10	+15	+20	+25	+30	+35	+40
1,29	1,24	1,20	1,15	1,11	1,05	1,00	0,94	0,88	0,81

Выбранные по настоящим «Нормам» [6] провода не требуют проверки по условиям образования короны. Проверки по допустимым потерям и отклонениям напряжений ВЛ 35кВ и выше не подлежат, так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов таких линий по сравнению с применением трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности экономически не оправдывается [8].

1.4 Расчет среднегодовых потерь мощности на корону

При выборе оптимальной конструкции фазы линий СВН следует учитывать значение потерь мощности и энергии на корону. На величину потерь мощности на корону сильное влияние оказывает напряженность электрического поля и неблагоприятные метеорологические условия (различные виды осадков). Согласно [14] следует определить основные группы погоды, каждая из которых характеризуется своим средним уровнем потерь на корону.

Первая группа - хорошая погода. Вторая группа - сухой снег. К сухому снегу относят также снежную крупу, снежные зерна, ледяные иглы, метели, метели с выпадением снега. Третья группа - дождь. К дождям следует относить также изморозь и мокрый снег, так как и влияние на потери на корону и на уровень радиопомех близок к влиянию дождя. Четвертая группа - изморозь. В эту группу входят также: гололед, замерший снег, мокрый замерзший снег. Все остальные виды погоды относятся к группе хорошей погоды.

В дипломной работе для проектируемой электропередачи 750кВ расчет среднегодовых потерь мощности на корону произведен по программе, которая составлена по алгоритму с учетом рекомендаций, изложенных в [15].

Результаты расчета ?РК выполнены по метеоусловиям региона Востока Украины (Сумы - Харьков) и приведен в таблицах 1.7 - 1.11 для среднего эксплуатационного напряжения по длине ВЛ равного UН=750кВ.

1.5 Выбор основного оборудования и составление схемы электрических соединений электропередачи

Выбор основного оборудования для проектируемой электропередачи произведен по предварительному распределению мощностей в максимальном режиме (таблица 1.2). источником питания нагрузок в проектируемой системе электропередачи предлагается АЭС, на которой выделяем два блока ТГВ - 1000 с повышающими трансформаторами ОРЦ - 3х417 МВА.

При выборе автотрансформаторов на промежуточных и приемной подстанциях руководствуемся указаниями, приведенными [16,17].

На подстанциях промежуточной системы передачи устанавливают, как правило, два трансформатора. Мощность каждого из них выбирается 0,65-0,70 % от суммарной максимальной нагрузки подстанции на расчетный период T=5 лет, считая с года ввода в эксплуатацию первого трансформатора.

В случае аварийного выхода одного из трансформаторов, оставшийся в работе должен обеспечить нормальную нагрузку подстанции с учетом перегрузки (40%) на время максимума общей суточной продолжительностью до шести часов, но не более пяти суток, при этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора должен быть не более 0,75.

При постепенном росте нагрузки в первый период эксплуатации допускается установка одного трансформатора при условии, что полная нагрузка подстанции будет достигнута не раньше чем через три года после ввода первого трансформатора. При этом должно быть обеспечено резервирование электроснабжения потребителя по сетям среднего и низшего напряжения. Дальнейшее увеличение мощности подстанции при росте нагрузок сверх принятого расчетного уровня производится, как правило, заменой трансформаторов на более мощные.

В соответствии с нагрузкой промежуточных и приемной ПС - SП1, SП2, SП0 - принимаем к установке автотрансформаторы АОДЦТН-333000/750/330 по одному на промежуточных ПС и два на приемной, их расчетные параметры по данным [8].

Важным моментом при проектировании системы ЭП является выбор главной схемы электрических соединений, так как он определяет полный состав её элементов и связей между ними.

На ОРУ источника питания (АЭС) принимаем к установке один АТ связи (3х333) МВА, так как согласно «Норма технологического проектирования…» [18] мощность АТ связи должна соответствовать мощности наиболее крупного блока, присоединенного к РУ низшего напряжения.

1.5.1 Схемы выдачи электроэнергии на электростанциях

Схема выдачи электроэнергии зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов) и распределение нагрузки между распредустройствами (РУ) разного напряжения. Схемы выдачи электроэнергии АЭС характерны блочным соединением генераторов с трансформаторами. По нормам технологического проектирования для атомных электростанций в ОРУ СВН с числом присоединений не более четырех рекомендуется применение следующих схем: блок - трансформатор - линии, схема мостик, схема треугольника, схема четырехугольника. Для РУ СВН с большим количеством присоединений следует рекомендовать применение полуторной схемы с двумя системами сборных шин и с тремя выключателями на две цепи.

1.5.2 Схемы понижающих подстанций

Основные требования к схемам электрических соединений понижающих подстанций СВН можно сформулировать так:

- схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки, с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

- схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

- в тех случаях, когда при выборе схемы на основании данных указаний выявляются конкурирующие варианты, их сравнение производят по надежности и экономичности;

- схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и автоматичной (обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала);

- схема должна допускать поэтапное развитие РУ, а переход от одного этапа к другому должен совершаться без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей.

Схема четырехугольника для РУ СВН применяется при транзите мощности через шины подстанции, при необходимости секционирования линий, при наличии ОАПВ на линиях. Схемы четырехугольника (рисунок 1.2 б) применяются, как правило, при двух линиях и двух трансформаторах.

Учитывая большую ответственность подстанций СВН, их схемы выполняют с двумя и полутора выключателями на присоединениях (рисунок 1.2 а, в, г).

Схема (рисунок 1.2 а) - трансформатор - шины - с присоединением линий через два выключателя - применяют при трех и четырех линиях. Данные схемы при четырех линиях допускаются, когда это конечное развитие РУ, в противном случае следует переходить к схеме с обязательным выполнением не менее трех между шинных цепочек (двух с двумя и одной с тремя выключателями).

Схема (рисунок 1.2 в) - трансформатор - шины с полуторным присоединением линий - применяется при пяти и шести линиях.

Схема (рисунок 1.2 г) - полуторная - применяется при числе линий более шести. В этой схеме по условиям сохранения устойчивости энергосистемы, а также при числе линий восемь проверяют необходимость секционирования сборных шин.

На рисунке 1.3 приведена схема электрических соединений проектируемой электропередачи, отражающая состав оборудования и рекомендации по её построению. Схема скорректирована с учетом выбранных КУ.

В графической части дипломного проекта схема электрических соединений представлена на листе №1.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.2 - Типовые схемы подстанций для электропередач сверхвысоких напряжений

1.6 Составление расчетной схемы замещения и определение её параметров

Широко используемое в практике расчетов режимов электроэнергетических систем (ЭЭС) представление электрических сетей в виде связанной совокупности схем замещения отдельных элементов служит базой для дальнейшего формирования матриц их обобщенных параметров в той или иной математической модели ЭЭС. Причиной такого широкого использования является достаточно адекватное физической природе отображение свойств этих элементов с точки зрения соотношения режимных параметров на «входе» и «выходе» элемента с помощью унифицированного набора параметров - сопротивлений и проводимостей [19].

При рассмотрении симметричных установившихся режимов системы трехфазного переменного тока общепринятым является допущение о том, что она представляет собой линейную симметричную электрическую цепь. При этом схема замещения составляется на одну фазу с нейтралью и её параметры в общем случае являются комплексными величинами. В то же время исходные данные для определения указанных параметров существенно различны для элементов разного типа. Так, для ВЛ параметры схемы определяются электрической проводимостью материала проводов, их размерами и взаимным расположением на опоре, а для трансформаторного оборудования - по данным опытов короткого замыкания и холостого хода.

1.6.1 Воздушные линии электропередачи

Параметры прямой последовательности схемы замещения ЛЭП в общем случае определяются её длиной и удельными значениями активного и индуктивного сопротивлений (на 1 км.), активной и ёмкостной проводимостей. Значения удельных параметров ВЛ зависят от таких факторов, как конструктивное выполнение, число цепей, число проводов в фазе, взаимное расположение фаз и цепей, материал токоведущих элементов.

Линия транспонирования, т.е. реактивные параметры отдельных фаз, одинаковы.

Для определения реактивных параметров одноцепных ВЛ используются усредненные значения фазных расстояний.

Чаще других в практических расчетах используется «П - образная» схема замещения ВЛ. Допускается также использовать упрощенную схему замещения (рисунок 1.4), если участки ВЛ проектируемой электропередачи принимать длиной до 50км, то такое представление дает возможность учесть распределенность реактивных параметров ВЛ и её зарядную мощность [19].

1.6.2 Параметры трансформаторов

Параметры схем замещения трансформаторов и автотрансформаторов (АТ) определяются на основе их каталожных данных (КД). На рисунках 1.5 - 1.7 представлены схемы замещения трансформаторов и автотрансформаторов. Для двухобмоточных трансформаторов используют следующие КД:

- номинальная мощность (SТ НОМ, МВА);

- номинальное напряжение обмоток высшего и низшего напряжений (Uв ном, Uн ном, кВ);

- потери короткого замыкания (?Рк, кВт);

- напряжение короткого замыкания (Uк, о.е.);

- потери холостого хода (?Рх, кВт);

- ток холостого хода (Iх, о.е.).

Отличие состава используемых КД для трехобмоточных трансформаторов заключается в следующем:

- если номинальные мощности обмоток трехобмоточного трансформатора неодинаковые, то наряду с принимаемой за номинальную мощность наиболее мощной обмотки указывается соотношение мощностей обмоток в процентах;

- для АТ дополнительно указывается номинальная мощность обмотки НН в долях номинальной мощности АТ;

- дополнительно указывается номинальное напряжение обмотки СН (Uном, кВ);

- если мощности обмоток различны, то даются три значения потерь КЗ (?Рк в-н, ?Рк с-н, ?Рк в-с), каждое из которых соответствует опыту с двумя обмотками (третья разомкнута), при этом указываемые значения отнесены к Sном менее мощной обмотки [19].

На основании рекомендаций, изложенных выше составляем расчетную схему замещения исследуемой ЭП (рисунок 1.8).

На схеме рисунка 1.8 обозначены R1, Х1 - сопротивления повышающих трансформаторов, ?Рхх1 и ?Qхх1 - потери холостого хода.

Чтобы учесть распределенность параметров длинных участков ВЛ представляем их набором последовательно соединенных схем замещения, каждая из которых соответствует участку длиной в среднем 20 км. (R2-14, X2-14 и т.д., см. рисунок 1.8).

Под №41-43 в схеме представлены сопротивления трехлучевой схемы замещения АТ приемной системы, (?Pxx2-j?Qxx2) - потери холостого хода.

Исходные данные расчетной схемы замещения определены на ЭВМ.

1.7 Расчет параметров исследуемых режимов работы электропередачи

В схеме развития энергосистем и энергетических сетей выполняются расчеты:

- установившихся режимов работы;

- статической устойчивости (для системообразующей сети ОЭС);

- динамической устойчивости (в схемах мощности электростанций);

- токов короткого замыкания.

Назначение расчетов:

- выбор схемы и параметров электрической сети;

- выбор средств регулирования напряжения, компенсации реактивной мощности и оптимизации потокораспределения;

- выявление тенденций изменения потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях и разработка мероприятий по их ограничению;

- оценка уровней токов короткого замыкания на перспективу и разработка мероприятий по их ограничению;

- разработка мероприятий по обеспечению устойчивости систем.

Расчеты установившихся режимов и статической устойчивости выполняются на основной расчетный срок, а при необходимости, для решения отдельных вопросов развития сети, также на промежуточные и перспективные этапы [18].

ри выполнении расчетов установившихся режимов сети рекомендуется руководствоваться следующими исходными условиями:

- расчеты сетей 110кВ и выше выполняются для полной схемы сети - при всех включенных линиях и трансформаторах. Целесообразность и точки размыкания сетей 110-330кВ должны быть обоснованы;

- мощность электростанций применяется в расчетах в соответствии с нормальными длительными режимами их работы; кроме того, проверяются также расчетные максимальные режимы работы системообразующей сети при наиболее неблагоприятном сочетаний отключения агрегатов электростанций.

Расчетные напряжения на шинах электростанций принимаются выше номинальных в сети 750кВ - на 2,5%.

Для регулирования напряжения на всех подстанциях 330 - 750 кВ следует предусматривать трансформаторы (автотрансформаторы) с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

На шинах первичного напряжения подстанций в режиме максимальной нагрузки уровни напряжения должны обеспечивать получение на вторичной стороне трансформаторов (с учетом исполнения РПН) напряжение не ниже 1.05 номинального в нормальных и не ниже номинального - в послеаварийных режимах.

Наибольшие расчетные напряжения должны быть ниже максимальных рабочих по стандарту на 1% для сетей 750кВ [18].

Чтобы связать входные и выходные параметры режима ЭП, необходимо вычислить потери мощности и напряжения по элементам расчетной схемы замещения. Потери активной и реактивной мощностей в продольных ветвях схемы замещения линии определяют по формулам:

; .

По известному напряжению начала линии можно определить напряжение в конце:

,

где ?U и ?U - продольная и поперечная составляющие падения напряжения, запись выражений ?U1 и j·?U1 через параметры режима и параметры схемы замещения электропередачи произведена для мощности (-jQ) [4].

Расчет режима сводят к определению параметров режима в целях проверки технической допустимости и экономической целесообразности. Критерием экономичности наивыгоднейшего режима существующей системы и каждой отдельной электропередачи является минимум суммарных затрат на полезно отпущенную энергию.

Минимум затрат по системе находят путем расчета экономического распределения мощностей. Основной объем расчета режимов электропередач составляют расчеты потерь в сетях и их зависимости от изменения нагрузки станций в системе [20].

Расчет параметров рабочих режимов для проектируемой электропередачи выполнен по исходным данным и параметрам расчетной схемы замещения, которая приведена на рисунке 1.8.

Результаты расчетов параметров исследуемых режимов представлены в таблицах 1.12 - 1.16.

На основании расчетов, представленных в таблицах 1.12 - 1.16, на рисунке 1.9 показано изменение реактивной мощности jQ1 в начале ЭП и напряжения в ее конце U2 в зависимости от величины передаваемой мощности.

При загрузке линии Р?=1,0 к концу линии имеет место глубокая посадка напряжения ?U=27,6%, что связано с дефицитом реактивной мощности -jQ1=866Мвар.

При снижении нагрузки до ~(68-70)% напряжение U2=750кВ, в дальнейшем при снижении нагрузки до Р?=0 существенно превышает номинальное, что связано с избытком реактивной мощности +jQ1.

При

Отсюда следует, что для обеспечения требуемых параметров в исследуемых режимах необходимо использовать компенсирующие устройства (источники реактивной мощности при её дефиците и потребители реактивной мощности при её избытке).следует также отметить, что при загрузке линии в 50% и менее имеет место повышенное напряжение свыше +5% (при норме +4%) уже к концу первого участка, что связано с избытком реактивной мощности (+jQ).

В таблице 1.16а приведены значения напряжения в характерных точках ЭП при Р??50%.

Таблица 1.16а - Отклонения напряжения по длине электропередачи в различных режимах загрузки без использования КУ

Режим передаваемой мощности	Отклонение ?U, %
	Промежуточные ПС	Подстанция приемной системы
	№1	№2
0,5	+5,96	+8,56	+7,18
0,25	+10,8	+16,69	+17,69
0 (хол. ход)	+14,1	+22,45	+25,32

Рисунок 1.9 - Изменение jQ1 и U2 при различной передаваемой мощности

1.8 Выбор числа и мощности компенсирующих устройств. Оптимизация их размещения

Мощность и размещение компенсирующих устройств (КУ) производится исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах при поддержании нормативных уровней напряжения и запасов устойчивости.

Установка дополнительных КУ с целью снижения потерь электроэнергии в сетях требует технико-экономического обоснования. При этом должна учитываться целесообразность размещения КУ главным образом непосредственно у потребителей.

В качестве КУ используются шунтовые конденсаторные батареи. При необходимости быстрого непрерывного регулирования реактивной нагрузки могут применяться статические теристорные компенсаторы (как правило, в системообразующих сетях) либо синхронные компенсаторы [18].

Мощность КУ определяется по выражению:

,

где U2ж - желаемое напряжение в конце электропередачи, кВ; U2ж = 768,75кВ;

U2 - фактическое напряжение в конце электропередачи в заданном режиме, кВ;

X? - общее индуктивное сопротивление электропередачи, Ом.

Мвар

Этим расчетом установлено, что для покрытия дефицита реактивной мощности в ЭП целесообразно принять от 4 до 6 СК по 160 Мвар.

В дипломном проекте рассмотрены семь вариантов использования от 4 до 6 СК с различными вариантами их размещения по длине ВЛ (таблица 1.17 - 1.23).

Для характерных режимов построены графики распределения напряжения по длине ВЛ U=f(l), которые показаны на листе №2.

Анализ результатов расчетов показал, что наименьшие потери активной мощности и напряжение, близкое к номинальному, будет по длине ВЛ ЭП при использование четырех СК, установленных по схеме (0+2+2), т.е. два на второй промежуточной ПС, а два в конце ЭП на подстанции приемной системы.

Использование четырех СК с другим размещением: по схеме (1+2+1) (таблица 1.22) и (1+1+2) (таблица 1.23) показывает, что вариант 6 не приемлем по уровню напряжения в конце ВЛ (технические критерии), U2 = 698,9кВ, т.е. снижение составляет ?U = -6,8%.

В варианте 7 снижение напряжения к концу ЭП превосходит средне эксплуатационный уровень (±2,5%), так как U2 = 716,95кВ, т.е. составляет ?U = -4,4% при малых потерях за счет снижения циркуляции реактивной мощности на участках ЭП. Но этот вариант по надежности уступает варианту 2, принятому к выполнению.

При снижении передаваемой мощности до 75% напряжение на большей части длины ВЛ находится в допустимых пределах и только в конце ЭП снижается на ?U = -5,1%. Использование одного из четырех выбранных СК в этом режиме приводит к повышению напряжения на большей части длины ВЛ до (770 - 780)кВ, т.е. на уровне предельно допустимого. В этом случае мощность источника реактивной мощности, выдаваемая СК, должна быть регулируемой. Обеспечить допустимый (желаемый) уровень напряжения по длине ВЛ можно за счет изменения пределов регулирования напряжения на источнике питания.

В режиме передачи мощности 0,5Рнаг понижение напряжения достигается за счет использования одной группы ШР 3?110 Мвар, установленной на второй промежуточной ПС. Этот вывод сделан на основе анализа результатов расчетов трех вариантов использования одной группы ШР с разным её размещением (таблицы 1.25 - 1.27). В этом варианте обеспечиваются и минимальные потери активной мощности.

При передачи мощности в 0,25 Рнаг рассмотрена возможность использования двух и трех групп ШР для ограничения напряжения по длине ВЛ (таблицы 1.28 - 1.31). Лучший результат достигается при использовании трех групп ШР, включенных по схеме (0+1+1+1) (таблица 1.30). В этом варианте имеет место существенное снижение потерь активной мощности по сравнению со смежными вариантами.

Для ограничения напряжения в режиме холостого хода рассмотрены шесть вариантов использования от 6 до 4 групп ШР 3?110 Мвар (таблицы 1.32 - 1.37).

К выполнению рекомендуется вариант с использованием пяти групп ШР (таблица 1.34) с их размещением по схеме (1+1+2+1), так как в этом варианте наблюдается наиболее равномерное распределение напряжения по длине ВЛ и минимальные потери активной мощности.

Для последующего анализа результатов исследования параметров рабочих режимов в ЭП 750кВ с сечением 5?АС - 400/51 на рисунке 1.10 построены зависимости потерь активной мощности от величины передаваемой мощности и КПД электропередачи при использовании КУ и без них.



Рисунок 1.10 - Зависимость технических потерь активной мощности и КПД электропередачи в различных режимах

без применения КУ

при оптимизации размещения КУ

1.9 Искровое подключение шунтирующих реакторов

Для ограничений перенапряжений наиболее эффективно применение неотключаемых реакторов. Однако установка таких реакторов технически и экономически оправдывается только при установке реакторов в начале линии у шин электростанции. Установка неотключаемых реакторов в промежуточных точках передачи приводит к снижения напряжения вдоль линии, в следствие чего увеличиваются потери активной мощности, уменьшается предел устойчивости передачи и ухудшаются балансы реактивной мощности примыкающих систем. Применение большого числа неотключаемых реакторов недопустимо, так как в этом случае выгоднее было бы повысить уровень изоляции.

При расчетов перенапряжений следует учитывать, что мощность шунтирующих реакторов дается при их номинальном напряжении, равном наибольшему рабочему напряжению электропередачи, т.е. 330 МВА при 787кВ.