Выбор оптимального варианта выполнения линии электропередачи

Размещено на http://www.allbest.ru

1. ВЫБОР ВАРИАНТОВ ВЫПОЛНЕНИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

1.1 Определение номинальных напряжений и числа цепей для предлагаемых вариантов выполнения передачи

электропередача напряжение токовый нагрузка провод

При выборе вариантов выполнения электропередачи основными критериями являются передаваемая мощность и длина электропередачи. Исходя из перечисленных критериев, и руководствуясь формулой Илларионова (1.1), предлагаются варианты выполнения электропередачи СВН.

(1.1)

Здесь l - длина участка электропередачи, км; Р - активная передаваемая по участку электропередачи мощность, приходящаяся на одну цепь, МВт.

Варианты расчетных номинальных напряжений и количества цепей участков электропередачи представляются в таблице 1.1. Передаваемая мощность по участку 2 (линия 3-2) ориентировочно определяется как разность между мощностью, вырабатываемой станцией и мощностью, потребляемой промежуточной подстанцией в режиме зимнего максимума.

Таблица 1.1 - Предлагаемые варианты выполнения участков электропередачи

№ п/п	Наименование	Участок 1	Участок 2
Вариант 1
1.	Передаваемая мощность, МВт	2700	1900
2.	Длина, км	500	200
3.	Число цепей	2	1
4.	Расчетное номинальное напряжение	592,157	511,927
5.	Принятое номинальное напряжение	750	750
Вариант 2
1.	Передаваемая мощность, МВт	2700	1900
2.	Длина, км	500	200
3.	Число цепей	2	2
4.	Расчетное номинальное напряжение	592,157	441,443
5.	Принятое номинальное напряжение	750	500

1.2 Расчет показателей режима передачи активной и реактивной мощности

Графики выдачи мощности в линию передающей станцией и потребления на промежуточной подстанции определены в задании и представлены в относительных единицах на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Суточные графики активной мощности: а) - ГЭС; б) - промежуточной подстанции

1.2.1 Расчет годового графика передачи мощности участка ГЭС - промежуточная подстанция

Для гидравлических станций расход электроэнергии на собственные нужды Р_сн определяется по [1] и составляет около 0,5% установленной мощности станции.

Передаваемая мощность в летнем и зимнем режиме нагрузок на первом участке определяется на основании заданного графика и значения максимальной вырабатываемой мощности с учетом нагрузки собственных нужд станции, а также длительности зимнего и летнего режимов:

(1.2)

Длительность этих режимов:

(1.3)

Здесь P_max - максимальная вырабатываемая мощность ГЭС, равная ее установленной мощности; K_з, K_л - коэффициенты, определяемые из графика рисунка 1.1а. Как следует из графика, K_з = 0,9; K_л = 0,6.

Относительные значения реактивной мощности рассчитываются по формуле, получаемой из выражения круговой диаграммы мощности идеализированной линии:

, (1.4)

где =, значение активной мощности в долях от натуральной для каждого режима;

Z_c- волновое сопротивление линии,

л - волновая длина линии.

На этой стадии проектирования марка провода, а, следовательно, волновые параметры участков передачи, еще не определены. Предлагается воспользоваться ориентировочными величинами волнового сопротивления линии (300 Ом) и волновой длины линии (б₀=1,05*10^-3;), т.к. учет точных значений активной и реактивной мощности, которые являются обязательными при расчете и анализе режимов и принятии на основании их проектных решений, при выборе варианта выполнения передачи, не обязателен.

Расчет графика участка 1-3 следует представить в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Расчёт графика передачи мощности участка передающая станция - промежуточная подстанция (участок 1)

№ п/п	Наименование	I Варианнт	II Вариант
		Зимний режим	Летний режим	Зимний режим	Летний режим
1.	Нагрузка собственных нужд, МВт	13,5	13,5	13,5	13,5
2.	Вырабатываемая мощность, МВт	2430	1620	2430	1620
3.	Продолжительность режима, час	4080	4680	4080	4680
4.	Передаваемая активная мощность, МВт	2416,5	1606,5	2416,5	1606,5
5.	Передаваемая реактивная мощность, о.е.	-0,162	-0,075	-0,162	-0,02
6.	Передаваемая реактивная мощность, Мвар	-303,319	-141,301	-303,319	-38,272

1.2.2 Расчет графика передачи мощности участка промежуточная подстанция-приемная система

Расчет графика передачи мощности участка промежуточная подстанция-приемная система (участок 3-2) выполняется путем вычитания графика отбора мощности промежуточной подстанции из графика передачи мощности участка передающая станция - промежуточная подстанция (участок 1-3).

Результаты расчета графика передачи активной и реактивной мощностей этого участка следует представить в таблице 1.3.



Таблица 1.3 - Расчёт графика передаваемой мощности на участке промежуточная подстанция - приемная система (участок 2)

I Вариант
№ п/п	Наименование	летний максимум	летний минимум	зимний максимум	зимний минимум
1.	Передаваемая мощность, МВт	1606,5	1606,5	2416,5	2416,5
2.	Потребление активной мощности промежуточной подстанцией, МВт	640	240	800	400
3.	Продолжительность режима, час	2340	2340	2040	2040
4.	Передаваемая активная мощность, МВт	966,5	1366,5	1616,5	2016,5
5.	Передаваемая реактивная мощность, о.е.	-0,078	-0,05	-0,027	0,017
6.	Передаваемая реактивная мощность, Мвар	-145,523	-93,19	-51,15	31,35
II Вариант
1.	Передаваемая мощность, МВт	1606,5	1606,5	2416,5	2416,5
2.	Потребление активной мощности промежуточной подстанцией, МВт	640	240	800	400
3.	Продолжительность режима, час	2340	2340	2040	2040
4.	Передаваемая активная мощность, МВт	966,5	1366,5	1616,5	2016,5
5.	Передаваемая реактивная мощность, о.е.	-0,070	-0,035	-0,006	0,050
6.	Передаваемая реактивная мощность, Мвар	-58,506	-29,001	-5,262	41,414

1.2.3 Расчет числа часов потерь мощности по участкам передачи

При длине электропередачи не более 300 км, а также при больших длинах, но с условием, что передаваемые активные мощности всех режимов по графику работы соответствуют диапазону , время потерь оценивается по формуле:

. (1.5)

В остальных случаях



, (1.6)

где -волновая длина линии;

m - число характерных режимов работы ВЛ согласно годовому графику по продолжительности;

и -соответственно реактивная мощность идеализированной линии (о.е.) и длительность каждого режима;

-реактивная мощность в режиме передачи наибольшей активной мощности (о.е.).

1.3 Выбор проводов участков электропередачи

Согласно ПУЭ выбор сечений проводов ВЛ СВН нужно производить на основе технико-экономических расчётов. Расчёты заключаются в нахождении экономических интервалов токовых нагрузок, внутри которых оказывается целесообразным применение одной из возможных марок проводов.

Так, например, для ВЛ 500 кВ рекомендуется конструкция фазы, состоящая из трёх сталеалюминевых проводов с номинальным сечением по алюминию 300, 400 или 500 мм², а для ВЛ 330 кВ - из двух сталеалюминевых проводов сечением 240, 300, 400 или 500 мм².

Таким образом, для каждого из участков электропередачи в каждом из намеченных вариантов ее выполнения могут быть использованы несколько марок проводов. Для всех этих марок проводов по справочной литературе необходимо определить удельные электрические параметры.



1.3.1 Определение электрических параметров фазных проводов

Расчёт активного сопротивления провода выполняется с учётом поправки на среднегодовую температуру t по формуле:

(1.7)

Значение удельного активного сопротивления фазы провода r₀⁺²⁰ приведены в справочной литературе [1].

Результаты выбора и расчёта представляются в виде таблицы 1.4.

Таблица 1.4 - Расчёт удельных электрических параметров фазных проводов

№ п/п	Наименование	Марка провода
		5x300/66 (750 кВ)	5x400/51 (750 кВ)	3х300/66 (500 кВ)	3x400/51 (500 кВ)	3x500/64 (500кВ)
1.	Активное сопротивление провода при , r0+20, Ом/км	0,02	0,0146	0,033	0,0243	0,0197
2.	Активное сопротивление с поправкой на температуру, Ом/км	0,02	0,0146	0,033	0,0243	0,0197
3.	Реактивное сопротивление провода, , Ом/км	0,288	0,286	0,31	0,306	0,304
4.	Емкостная проводимость, , См/км	4,11	4,13	3,97	3,623	3,645
5.	Удельные потери мощности на корону, кВт/км	10,4	7,8	9,9	7,5	5,5

1.3.2 Расчёт предельных экономических токов

Экономические интервалы токов для проводов выбранных сечений выявляются путём вычисления значений предельного экономического фазного тока для смежных сечений:



(1.8)

где и - удельные капитальные вложения на сооружение ВЛ соответственно с проводами большого и меньшего сечения при учёте поправочных и зональных коэффициентов;

- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

- коэффициент ежегодных издержек на обслуживание ВЛ;

и - среднегодовые потери мощности при коронировании проводов большого и меньшего сечения;

и - погонные активные сопротивления одного провода соответственно меньшего и большего сечения с введением поправки на среднегодовую температуру воздуху;

n - число проводов в фазе;

- удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии;

- время потерь.

Результаты расчетов предельных экономических токов для рассматриваемых смежных сечений проводов по вариантам заносятся в таблицу 1.5.

Таблица 1.5 - Расчёт предельных экономических токов

Наименование	Вариант 1	Вариант 2
	Участок 1	Участок 2	Участок 1	Участок 2
Удельные капитальные вложения в сооружение ВЛ с проводами (указывается первое рассматриваемое сечение провода) тыс. руб./км	5660	5660	5660	3560	3600
Удельные капитальные вложения в сооружение ВЛ с проводами (указывается следующее рассматриваемое сечение провода) тыс. руб./км	6120	6120	6120	3600	3900
Нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений	0,22	0,22	0,22	0,22	0,22
Издержки на обслуживание и ремонт, о.е.	0,028	0,028	0,028	0,028	0,028
Среднегодовые потери на коронирование проводов (указывается для первого рассматриваемого сечения провода) , кВт/км	10,4	10,4	10,4	9,9	7,2
Среднегодовые потери на коронирование проводов (указывается следующее рассматриваемое сечение провода) кВт/км	7,8	7,8	7,8	7,2	5,5
Погонное активное сопротивление фазы (указывается первое рассматриваемое сечение провода), Ом/км	0,02	0,02	0,02	0,033	0,0243
Погонное активное сопротивление фазы (указывается следующее рассматриваемое сечение провода) Ом/км	0,0146	0,0146	0,0146	0,0243	0,0197
Время потерь энергии, час	4989,6	4989,6	4989,6	4989,6	4989,6
Стоимость потерь энергии, руб./кВт*час	0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Предельный экономический ток А	1096,75	1096,75	1096,75	0	959,35

1.3.3 Расчёт среднеквадратичного тока и выбор варианта сечения провода

Выбор целесообразного сечения проводов осуществляется путём сопоставления рабочего тока ВЛ в режиме передачи наибольшей активной мощности с предельными экономическими токами, ограничивающими экономические интервалы сечений. Ввиду того, что величина рабочего тока не остаётся постоянной по длине линии из-за существования распределённой емкостной проводимости проводов, а предельные экономические токи рассчитываются по параметрам и стоимостным показателям, отнесённым к единице длины ВЛ, т.е. не зависят от длины, то в качестве рабочего тока следует принимать условный неизменный по длине линии среднеквадратичный ток. При равных напряжениях на концах участка идеализированной линии этот ток:

. (1.9)

Далее путем сравнения величины среднеквадратичного тока с предельными экономическими токами осуществляется выбор марки провода. Промышленностью выпускаются несколько марок проводов с одинаковыми номинальными сечениями по алюминию, но с различными номинальными сечениями стального сердечника и различными способами защиты от коррозии.

Выбранная марка проводов проверяется на нагрев длительно протекающим током в наиболее тяжёлом послеаварийном режиме при учёте температуры окружающего воздуха. ПУЭ установлены допустимые длительные токи неизолированных проводов, исходя из допустимой температуры их нагрева при температуре воздуха . Допустимые длительные токи для других температурных состояний воздуха пересчитываются так:

. (1.10)

Если , то подбирается марка провода большего сечения или же даются рекомендации по разгрузке ВЛ на период времени существования послеаварийного режима и действию устройств автоматики (автоматическое повторное включение).

Результаты расчетов сводятся в таблицу 1.6.



Таблица 1.6 - Выбор марки провода фазы

Наименование	Вариант 1	Вариант 2
	Участок 1	Участок 2	Участок 1	Участок 2
Номинальное напряжение. кВ	750	750	750	500
Число цепей	2	1	2	2
Предельный экономический ток Ii-(i+1), кА	1096,750564	1096,750564	1096,750564	959,3502231
Предельный экономический ток I(i+1)-(i+2), кА	1388,854732	1553,277557	1388,854732	1166,593999
Предельный экономический ток I(i+2)-(i+3), кА	Iп1=1097>Icp=927	Iп1=1097<Icp=1553	Iп1=1097>Icp=927	Iп1=959>Icp=775
Среднеквадратичный ток, кА	2777,709464	-----	2777,709464	2333,187999
Соотношение предельных экономических и среднеквадратичного тока	3636,619309	-----	3636,619309	2608,87907
Ток послеаварийного режима, кА	2778<3637		2778<3637	2333<2609
Длительно допустимый ток, кА	5хАС-300/66	5хАС-400/51	5хАС-300/66	3хАС-400/51
Проверка условия	750	750	750	500
Марка провода фазы	2	1	2	2

1.3.4 Выбор трансформаторов

Для ОРУ ГЭС трансформаторы выбираются по следующей формуле:

(1.11)



Выбираем трансформатор типа ОРЦ-417000/750.

Для ОРУ промежуточной подстанции автотрансформаторы выбираем по следующей формуле:

(1.12)

Для второго варианта выбираем АОЦДТН-417000/750/500.

Для ОРУ промежуточной подстанции нагрузочные автотрансформаторы выбираем по следующей формуле:

(1.13)

Для первого варианта выбираем АОДЦТН-333000/750/330 а для второго АОДЦТН-417000/750/330 и АОДЦТН-333000/500/330.

Для ОРУ приёмной системы автотрансформаторы выбираем по следующей формуле:

(1.14)

Для первого варианта выбираем АОДЦТН-417000/750/500.



2. ПРОВЕРКА АПЕРИОДИЧЕСКОЙ СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Расчет устойчивости выполняется с целью проверки соблюдения нормируемых коэффициентов запаса по статической устойчивости для вариантов выполнения электропередачи.

Исходя из требований к устойчивости, схемы энергосистемы подразделяются на нормальные, когда все сетевые элементы, определяющие устойчивость, находятся в работе, и ремонтные, отличающиеся от нормальной тем, что из-за отключенного состояния одного или нескольких элементов электрической сети уменьшен максимально допустимый переток в каком-либо сечении.

Перетоки мощности в сечениях в установившихся режимах подразделяются следующим образом:

- нормальные (наибольший допустимый переток называется максимально допустимым);

- вынужденные (наибольший допустимый переток называется аварийно допустимым).

Коэффициент запаса статической (апериодической) устойчивости по активной мощности в сечении (K_P) вычисляется по формуле:

, (2.1)

где P_пр - предельный по апериодической статической устойчивости переток активной мощности в рассматриваемом сечении;

Р - переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0;

P_нк - амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом сечении (принимается, что под действием нерегулярных колебаний переток изменяется в диапазоне Р P_нк).

Расчетная амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности сечения может быть определена по выражению:

, (2.2)

где P_н1, P_н2 - суммарные мощности нагрузки с каждой из сторон рассматриваемого сечения. Коэффициент K принимается равным 1,5 при ручном регулировании и 0,75 при автоматическом регулировании (ограничении) перетока мощности в сечении.

По условиям устойчивости нормируются минимальные коэффициенты запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в сечениях (таблица 2.1).

Таблица 2.1 - Коэффициенты запаса по активной мощности

Режим, переток в сечении	Минимальные коэффициенты запаса по активной мощности
Нормальный	0,20
Вынужденный (аварийный)	0,08

Для проведения проверочного расчета используется схема замещения электропередачи с двумя источниками энергии: ГЭС и приемная система, представляемая шинами неизменного напряжения и частоты. Эквивалентные параметры схемы замещения (проводимости и сопротивления), а также режимные параметры выражаются в именованных или же в относительных единицах, причем в случае применения именованных единиц рекомендуется все параметры пересчитывать к одной ступени высшего номинального напряжения электропередачи.

При составлении схемы замещения электропередачи допускаются некоторые упрощения: участки воздушных линий представляются П-образными схемами замещения без учета активных сопротивлений и проводимостей; нагрузки промежуточной подстанции заменяются одной обобщенной расчетной нагрузкой, активная мощность которой равняется сумме заданных нагрузок, а реактивная мощность рассчитывается на основании балансирования с учетом включения компенсирующих устройств в исходном режиме. Обобщенная нагрузка вводится в схему замещения как полное (комплексное) сопротивление, включенное шунтом на землю. Величина этого сопротивления принимается не зависящей от изменения режимных параметров и вычисляется по известным параметрам нагрузки в исходном режиме.

В схему замещения электропередачи необходимо вводить сопротивления автотрансформаторов связи с системой, если их необходимо применить. Выполняя расчет по проверке устойчивости варианта электропередачи с различными номинальными напряжениями ВЛ на головном и концевом участках, следует учесть сопротивление луча высшего напряжения трехлучевой схемы замещения автотрансформаторов промежуточной подстанции. Сопротивления всех трансформаторов электропередачи находят по справочным материалам, пользуясь известными величинами трансформируемой полной мощности и принятыми номинальными напряжениями ВЛ.

Эквивалентные параметры схемы замещения электропередачи целесообразно рассчитывать по результатам серии последовательных преобразований, когда исходная схема замещения приводится к П- или Г-образной.

При получении коэффициентов запаса устойчивости в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном (отключение одной цепи двухцепной линии) режимах, превышающих нормативные значения (см. таблицу 2.1), считают, что варианты выполнения электропередачи технически приемлемы, и поэтому правомерно их экономическое сравнение.

Если коэффициент запаса в нормальном режиме оказывается меньше нормативного, то пропускная способность электропередачи должна быть увеличена за счет применения специальных устройств, таких как продольная емкостная компенсация, источники реактивной мощности и других.

В тех случаях, когда меньше нормативного получается коэффициент запаса в послеаварийном режиме, в зависимости от того, на каком из участков или же на двух участках предусматривается сооружение двухцепной линии, и от соотношения максимальной передаваемой мощности и наибольшей мощности потребителей подстанции, следует либо определить требуемое снижение передаваемой мощности за счет быстродействующей разгрузки генераторов ГЭС, либо дать рекомендации по сооружению переключательного пункта на трассе двухцепной линии, либо применить специальные устройства.

В качестве примера рассмотрим расчет устойчивости передачи, представленной на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Принципиальная схема электропередачи

Исходя из вышеуказанных упрощающих допущений, составляем схему замещения электропередачи (рисунок 2.2).

Рисунок 2.2 - Схема замещения электропередачи

Индуктивные сопротивления и емкостные проводимости участков линии следует определять с учетом распределенности параметров и числа цепей по формулам:

где: x₀, b₀ - удельные параметры для выбранного на участке провода; n - число цепей на участке линии; l - длина участка (км); - волновая длина каждого из участков линии (рад).

Значение реактивной мощности обобщенной нагрузки S_н определяется

из условия баланса реактивной мощности в узле 3 и в предположении, что на шинах ВН промежуточной подстанции (узел 3) и на шинах приемной системы (узел 2) поддерживается номинальное напряжение.

Реактивные мощности, подтекающие к узлу 3 от участков линии 1-3 и 3-2, определяются по формулам круговых диаграмм мощности:

где: U_ном - номинальное напряжение участка линии 1-3 или 3-2;

- волновое сопротивление каждого из участков линии;

k - перепад напряжения на участках линии (здесь принимается k=1);

Р - активная мощность, протекающая по участку в режиме максимальных нагрузок.

Далее определяется реактивная мощность обобщенной нагрузки:

Q_н = Q_1-3 - Q_3-2

Таким образом, полная мощность обобщенной нагрузки промежуточной подстанции с учетом необходимых компенсирующих устройств равна:

S_н = P_н + jQ_н

где: Р_н - максимальная мощность нагрузки промежуточной подстанции.

Комплексное сопротивление обобщенной нагрузки равно:

В схеме замещения следует все проводимости перевести в сопротивления, поэтому находим

Схема замещения после перевода значений мощностей и проводимостей в сопротивления представлена на рисунке 2.3.



Рисунок 2.3 - Схема замещения электропередачи после перевода значений мощностей и проводимостей

Преобразуем схему замещения к Т-образному виду с целью дальнейшего определения собственных и взаимных проводимостей:

Схема примет вид, показанный на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 - Схема замещения после первого этапа преобразований

Произведем преобразование треугольника со сторонами , и в звезду:

После второго этапа преобразований схема замещения имеет вид, изображенный на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 - Схема замещения после второго этапа преобразования

Произведем преобразование треугольника со сторонами , и в звезду:

После третьего этапа преобразований схема замещения имеет вид, изображенный на рисунке 2.6.

Рисунок 2.6 - Схема замещения после третьего этапа преобразования.

Определим собственные и взаимные сопротивления между узлами 1 и 2:

Определим пропускную способность линии электропередачи по формуле

, (2.2)

принимая в ней U₁ = U₂ = U_ном.

Оценим амплитуду нерегулярных колебаний активной мощности

,

где Р_1-3 и Р_3-2 - потоки активной мощности на участках линии в режиме наибольших нагрузок.

Далее рассчитывается коэффициент запаса K_Р и сравнивается с приведенным в таблице 2.1 для соответствующего режима.

Рассмотрим другой случай, когда необходимо проверить устойчивость электропередачи, состоящей из двух участков с разными номинальными напряжениями (рисунок 2.7).



Рисунок 2.7 - Принципиальная схема электропередачи

Как отмечалось ранее, в этом случае в схеме замещения следует учесть индуктивное сопротивление обмоток высшего напряжения автотрансформаторов промежуточной подстанции. При этом схема замещения всей электропередачи будет выглядеть так (рисунок 2.8):

Рисунок 2.8 - Схема замещения электропередачи

где: x_В - индуктивное сопротивление обмотки ВН автотрансформаторов промежуточной подстанции; - приведенные к напряжению основной ступени (головной участок линии) параметры второго участка линии, которые определяются по формулам:



Мощность обобщенной нагрузки промежуточной подстанции определяется следующим образом.

Рассчитываются реактивные мощности, подтекающие к промежуточной подстанции по участкам линии 1-3 и 4-2:

Определяются потери реактивной мощности в обмотках ВН автотрансформаторов промежуточной подстанции:

Тогда полная мощность обобщенной нагрузки равна

S_н = P_н + jQ_н = P_н + j(Q_1-3 - ДQ_B - Q_4-2)

Находим приведенное напряжение в узле 4:

Комплексное сопротивление обобщенной нагрузки равно:

После перевода всех проводимостей схемы замещения в сопротивления, получим следующую схему (рисунок 2.9).

Дальнейшие преобразования схемы замещения аналогичны описанным ранее и должны сводиться к определению собственной проводимости узла 1 (Z₁₁) и взаимной проводимости Z₁₂.

Рисунок 2.9 - Схема замещения электропередачи после перевода значений мощностей и проводимостей

При расчете пропускной способности линии электропередачи Р_пр по формуле (2.2) в качестве U₂ в данном случае следует подставлять номинальное напряжение основной ступени (головного участка линии).

Составим исходную схему замещения:



Для 1-го участка

Для 2-го участка

Определение реактивной мощности обобщенной нагрузки

Полная мощность обобщенной нагрузки



Комплексное сопротивление обобщенной нагрузки

Все проводимости переводим в сопротивления

Коэффициент запаса статической (апериодической) устойчивости

Данный коэффициент запаса статической устойчивости больше 20% следовательно в нормальном режиме она проходит проверку по статической устойчивости. Аналогично найдём коэффициенты запаса статической устойчивости для послеаварийного режима для первого варианта и для нормального режима для второго варианта:

Первый вариант, послеаварийный режим - 17,975%

Второй вариант, нормальный режим - 36,054%.

Второй вариант, послеаварийный режим - 14,41%

Оба варианта прошли проверку по статической устойчивости.



3. ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Частичная компенсация суммарной ёмкостной проводимости длинной линии при помощи шунтирующих реакторов необходима для обеспечения нормальных условий работы передачи в режимах холостого хода и малых нагрузок. Она необходима также при подъёме напряжения с нуля и, в некоторой мере, для повышения пропускной способности передачи.

Режим холостого хода линии существует при односторонних включениях и отключениях линии и характеризуется наличием большой избыточной реактивной мощности, генерируемой линией.

Зарядная мощность линии может значительно превышать номинальную мощность генератора, подключаемого к передаче, что приведёт к недопустимой его перегрузке. С наличием большой зарядной мощности связано и повышение напряжения на линии электропередачи.

Для компенсации зарядной мощности линий применяются шунтирующие реакторы, число которых выбирается исходя из их 70%-ной компенсации зарядной мощности.

Зарядная мощность линии:

, (3.1)

где - натуральная мощность линии при максимальном рабочем напряжении, МВт;

, (Ом);

, (рад);

n - число цепей на участке линии; l - длина участка (км);

Число шунтирующих реакторов выбирается по условию

; (3.2)

где Q_шр - номинальная мощность трехфазного (трехфазной группы однофазных) реактора.

Марка шунтирующих реакторов для каждого участка по рассматриваемым вариантам выбирается согласно [1]. Если n_шр четное, то реакторы устанавливаются поровну по концам линии. При нечетном n_шр , со стороны втекания в линию активной мощности устанавливается на один реактор больше.

Результаты выбора шунтирующих реакторов рекомендуется свести в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Выбор шунтирующих реакторов

Наименование показателя	Вариант 1	Вариант 2
	Участок 1	Участок 2	Участок 1	Участок 2
Номинальное напряжение, кВ	750	750	750	500
Кол-во цепей	2	1	2	2
Марка провода фазы	5хАС-300/66	5хАС-400/51	5хАС-300/66	3хАС-400/51
Удельное индуктивное сопротивление фазы, Ом	0,288	0,286	0,288	0,306
Удельная емкостная проводимость фазы, мкСм	4,11	4,13	4,11	3,623
Длина участка, км	500	200	500	200
Волновая длина участка линии, рад	0,544	0,2174	0,544	0,2106
Зарядная мощность участка линии, Мвар	2613,61	514,28	2613,61	400,92
Марка реактора	РОДЦ	РОДЦ	РОДЦ	РОДЦ
Номинальная мощность реактора на три фазы	330	330	330	180
Число реакторов	12	2	12	4

4. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ И ОБОРУДОВАНИЕ ПОДСТАНЦИИ ГЭС, ПРОМЕЖУТОЧНОЙ И КОНЦЕВОЙ ПОДСТАНЦИЙ

Вследствие обычного отсутствия значительного потребления энергии в районе сооружения ГЭС и ограниченности площадки для сооружения открытого распределительного устройства (ОРУ), наиболее рациональным является блочное соединение генераторов и повышающих трансформаторов, причем следует применять укрупненные блоки, когда к одному трансформатору присоединяются 2 генератора (рисунок 4.1). Единичная мощность трансформатора блока должна быть выбрана такой, чтобы обеспечивалась трансформация полной номинальной мощности генераторов блока без учета перегрузочных возможностей трансформатора. Как правило, расширение ОРУ высшего напряжения ГЭС исключается, что позволяет применять простые и надежные схемы соединений кольцевого типа (многоугольники) с чередованием ветвей присоединения элементов.

Рисунок 4.1 - Укрупненный блок «два генератора на трансформатор»

Схемы соединений промежуточной подстанции могут быть различными. Выбор той или иной схемы в основном зависит от того, какова величина мощности, распределяемой на высшем напряжении, совпадают ли номинальные напряжения ВЛ на двух участках электропередачи и каковы эти напряжения, а также от числа подходящих к подстанции линий и числа устанавливаемых автотрансформаторов.

При совпадающих напряжениях участков и сравнительно большой распределяемой мощности применяют типовые схемы многоугольников с числом присоединений не более шести. В этом случае распределяемая мощность передается в близлежащий район от пункта расположения подстанции по линиям того же номинального напряжения, что и ВЛ электропередачи, а на подстанции сооружается одно ОРУ. Если число присоединений превышает шесть, то используются схемы связанных многоугольников или схемы с двумя системами сборных шин, когда устанавливаются три выключателя на 2 присоединения, 4 выключателя на 3 присоединения или 2 выключателя на каждое присоединение. В случае относительно меньшей распределяемой мощности близлежащий район целесообразно снабжать энергией по линиям среднего номинального напряжения, с чем связана необходимость сооружения на подстанции двух ОРУ высшего и среднего напряжения, для которых выбираются типовые главные схемы в соответствии с классом напряжения и числом коммутируемых элементов. В этих случаях мощность трансформаторов (автотрансформаторов) и их число выбираются из расчета трансформации наибольшей мощности потребителей подстанции или потребителей подстанции и близлежащего района с учетом допустимых систематических и аварийных перегрузок в нормальном и послеаварийном режимах работы.

Когда номинальные напряжения участков электропередачи разные, мощность и число автотрансформаторов выбираются, исходя из необходимости трансформации наибольшей суммарной мощности потребителей подстанции (с учетом или без учета потребителей района) и мощности, отдаваемой в систему или получаемой от нее. Отбор мощности в близлежащий район может осуществляться по ВЛ как высшего, так и среднего номинального напряжения в зависимости от величины отбираемой мощности. Схемы двух ОРУ выбираются согласно вышеприведенным рекомендациям при соблюдении условия, что отключение трансформаторов должно осуществляться не более чем тремя-четырьмя выключателями в пределах одного ОРУ, а отключение каждой ВЛ -- не более чем двумя выключателями.

Концевой подстанцией электропередачи является опорная подстанция приемной системы, для которой схема ОРУ заданного номинального напряжения неизвестна. Поэтому с целью сравнения вариантов можно условно принимать число дополнительно устанавливаемых выключателей равным числу цепей ВЛ второго участка тогда, когда номинальные напряжения ВЛ и опорной подстанции одинаковы. При несовпадающих напряжениях необходимо предусмотреть установку автотрансформаторов связи, выбор мощности и числа которых производится с учетом допустимых систематических и аварийных перегрузок, исходя из рассмотрения нормального режима наибольших нагрузок и послеаварийного режима при отключении одного из автотрансформаторов связи. В этом случае возникает необходимость в сооружении дополнительного ОРУ на территории или вблизи опорной подстанции приемной системы для коммутирования ВЛ второго участка и автотрансформаторов связи. Схема этого ОРУ выбирается аналогично схеме ОРУ промежуточной подстанции.

В качестве примеров на рисунках 4.2 - 4.4 приведены варианты схем ГЭС и электропередачи на напряжении 500 и 330 кВ.

Рисунок 4.2 - Схема соединения для ГЭС напряжением 500/110 кВ и промежуточной подстанции 500/110 кВ



Рисунок 4.3 - Схема соединения для ГЭС напряжением 500/110 кВ и промежуточной подстанции 500/330/110 кВ

Рисунок 4.4 - Схема соединения для ГЭС напряжением 330/110 кВ и промежуточной подстанции 330/110 кВ



Рисунок 4.5 - Схема соединения для I варианта

Рисунок 4.6 - Схема соединения для II варианта



5. РАСЧЁТ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ НА СТРОИТЕЛЬСТВО ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

При определении стоимости капитальных вложений в строительство электропередачи используют укрупненные стоимостные показатели (УПС) электрических сетей [1]. В основу УПС положены:

- материалы, обобщающие сметные расчеты к проектам;

- требования к строительной и механической части электросетевых объектов, определяемые «Правилами устройства электроустановок» 7-го издания;

- «Общие технические требования к подстанциям 330-750 кВ нового поколения», утвержденные ФСК 09.01.04;

- «Общие технические требования к ВЛ 330-750 кВ нового поколения», утвержденные ФСК 09.01.04;

- действующие цены на оборудование и материалы заводов-поставщиков»

- отчетные данные Департамента инвестиционной политики.

УПС приведены в базисном уровне цен и не включают НДС. В соответствии с постановлением Госстроя России от 08.04.02 № 16 «О мерах по завершению перехода на новую сметно-нормативную базу ценообразования в строительстве» за новый базисный уровень принят уровень цен 2000 года. Определение стоимости строительства в текущем или прогнозном уровне цен осуществляется с применением индексов пересчета стоимости в текущий (прогнозный) уровень цен, которые представляют собой отношение стоимости продукции, работ или ресурсов в текущем уровне цен к стоимости в базисном уровне цен. Индексы цен по капитальным вложениям и элементам их технологической структуры по отрасли «Электроэнергетика» приведены в таблице 7.1 [1].

Базисные УПС учитывают стоимостные показатели на 1 км воздушных линий, а также на подстанциях в целом и по их основным элементам для средних условий строительства в европейской части страны. Для определения стоимости строительства электропередачи в других районах применяются повышающие зональные коэффициенты к базисной стоимости электроэнергетических объектов, которые приведены в таблице 7.2 [1].

5.1 Расчет капитальных затрат на сооружение ВЛ

Расчет капитальных затрат на сооружение ВЛ ведется в следующей последовательности:

1. Определяется базисная стоимость строительства ВЛ. Базисные показатели стоимости строительства ВЛ учитывают все затраты производственного назначения и соответствуют средним условиям строительства и нормативному ветровому давлению. При прохождении ВЛ в более сложных условиях затраты на строительство ВЛ увеличиваются, при этом отдельные усложняющие условия строительства учитываются независимо друг от друга. Значения базисных показателей стоимости строительства ВЛ приведены в таблице 7.4 справочника [1].

2. Определяются затраты на вырубку и подготовку просеки. Стоимость затрат на вырубку просеки приведена в таблице 7.8 [1].

3. Определяются затраты на устройство лежневых дорог. Стоимость затрат на устройство лежневых дорог приведена в таблице 7.8 [1].

4. Определяются дополнительные затраты, учитывающие усложняющие условия с учетом поправочных коэффициентов. Значения коэффициентов, учитывающих усложняющие условия строительства, приведены в таблице 7.9 [1].

5. Определяются суммарные затраты по 1-4 с учетом зонального коэффициента, значение которого выбирается исходя из региона проектирования согласно таблице 7.2 [1].

6. Определяется стоимость земельного участка под опоры ВЛ. При определении стоимости земельного участка под опоры используются укрупненные значения стоимости освоения новых земель взамен изымаемых сельскохозяйственных угодий, приведенные в таблице. 7.3 [1]. Площадь постоянного отвода земли зависит от номинального напряжения линии и принятого типа опор проектируемой ВЛ. Данные по размерам площадей под опоры приведены в табл. 7.7 [1].

7. Затраты по п.п. 5 и 6 в текущем уровне цен суммируются.

Стоимость строительства ВЛ в текущем уровне цен определяется с использованием индекса цен по капитальным вложениям (отрасль «Электроэнергетика»).

8.Определяются затраты на проектно-изыскательские работы, благоустройство, временные здания и сооружения и прочие работы. Средние значения указанных затрат составляют:

- 2,5-5% - благоустройство, временные здания и сооружения;

- 7,0-8,8% - проектно-изыскательские работы и авторский надзор;

- 3.0-3.5% - прочие работы и затраты.

9. Определяется общая стоимость строительства ВЛ в текущем уровне цен с учетом НДС как сумма п.п.7 и 8.

Расчёт капитальных затрат на строительство участков ВЛ выполняется по всем рассматриваемым вариантам передачи. Для расчета стоимости капитальных вложений в строительство ВЛ рекомендуется представить необходимую исходную информацию в таблице 5.1. В таблице 5.2 приведены для удобства расчётные выражения для определения затрат на строительство ВЛ и ссылки на таблицы справочника [1].

Таблица 5.1 - Исходная информация для расчета капвложений в строительство ВЛ

Наименование показателя	Вариант 1	Вариант 2
	Участок 1	Участок 2	Участок 1	Участок 2
номинальное напряжение, кВ	750	750	750	500
марка провода	5хАС-300/66	5хАС-400/51	5хАС-300/66	3хАС-400/51
число цепей	2	1	2	2
Тип опор	Стальные	Стальные	Стальные	Стальные
Коэффициенты, учитывающие усложняющие условия	1,26	1,26	1,09	1,09
зональный коэффициент	1,05	1,05	1,05	1,05
длина ВЛ, км	500	200	500	200
обустройство лежневых дорог, км	16	9	16	9
залесенность трассы, км	140	65	140	65

Таблица 5.2 - Расчётные выражения для определения затрат на строительство ВЛ

Наименование показателя	Номер таблицы в [1]	Расчетная формула
Стоимость ВЛ по базисным показателям Квл	7.4.	К0*l
Затраты на вырубку и подготовку просеки Kпросеки	7.8.	Kпросеки0* lлес
Затрат на устройство лежневых дорог Клежн	7.8.	Клежн0* lлежн
Дополнительные затраты с учетом усложняющих условий строительства Кусл	7.9.	К0*lветр*Кветр+ К0*lзастр*Кзастр+ К0*lболот*Кболот+ К0*lрек*Крек+ К0*lголол*Кголол+ К0*lзагр*Кзагр
Суммарные затраты с учетом зонального коэффициента, Ксум	7.2.	(Квл+ Kпросеки+ Клежн+ Кусл)*Кзон
Стоимость земельного участка под опоры , Кзем.	7.3; 7.7.	К0зем*Sзем*l
Стоимость земельного участка под опоры с учетом НДС, Кндс		1,18* Кзем
Стоимость строительства ВЛ в текущем уровне цен Кстр	7.1.	К*(Ксум+Кндс)
Затраты на ПИР, благоустройство, временные здания и сооружения и прочие работы.		0,125* Кстр
Общая величина затрат

Результаты расчетов следует представить в таблице 5.3.



Таблица 5.3 - Расчет затрат на строительство ВЛ

Наименование показателя	Вариант 1	Вариант 2
	Участок 1	Участок 2	Участок 1	Участок 2
Стоимость ВЛ по базисным показателям Квл, тыс. руб	2830000	1224000	2830000	720000
Затраты на вырубку и подготовку просеки Kпросеки, тыс. руб	24500	11375	24500	9750
Затрат на устройство лежневых дорог Клежн, тыс. руб	5920	3330	5920	3330
Дополнительные затраты с учетом усложняющих условий строительства Кусл, тыс. руб	68486	16156,8	68486	9504
Суммарные затраты с учетом зонального коэффициента, Ксум, тыс. руб	3075351,3	1317604,89	3075351,3	779713,2
Стоимость земельного участка под опоры , Кзем, тыс. руб	17010	6804	17010	2912
Стоимость земельного участка под опоры с учетом НДС, Кндс, тыс. руб	20071,8	8028,72	20071,8	3436,16
Стоимость строительства ВЛ в текущем уровне цен Кстр	3095423,1	1325633,61	3095423,1	783149,36
Затраты на ПИР, благоустройство, временные здания и сооружения и прочие работы.	386927,8875	165704,2013	386927,888	97893,67
Общая величина затрат	3482350,988	1491337,811	3482350,99	881043,03
Затраты по варианту	4973688,799	4363394,018

5.2 Расчёт капитальных затрат на строительство ОРУ ГЭС

Расчёт капитальных затрат на строительство ОРУ ГЭС выполняется по всем рассматриваемым вариантам передачи. Результаты расчета представляются в таблице 5.4.



Таблица 5.4 - Расчёт затрат на строительство ОРУ ГЭС по рассматриваемым вариантам передачи

№ п/п	Составляющие затрат	Кол-во	Стоимость, тыс.руб	Величина затрат, тыс.руб
Вариант 1
1.	Стоимость трансформаторов	6	136800	820800
2.	Стоимость компенсирующих устройств	6	80200	481200
3.	Стоимость выключателей ВН	18	43000	774000
4.	Стоимость постоянной части		306000	306000
5.	Стоимость устройств противоаварийной автоматики		11640	11640
6.	Стоимость земли с учетом НДС		5815,04	5815,04
7.	стоимость в базисном уровне цен			2399455,04
8.	Затраты на ПИР, благоустройство, здания сооружения, прочие работы			263940,0544
9.	Итоговая стоимость			2663395,094
Вариант 2
1.	Стоимость трансформаторов	6	136800	820800
2.	Стоимость компенсирующих устройств	6	80200	481200
3.	Стоимость выключателей ВН	18	43000	774000
4.	Стоимость постоянной части		306000	306000
5.	Стоимость устройств противоаварийной автоматики		11640	11640
6.	Стоимость земли с учетом НДС		5815,04	5815,04
7.	стоимость в базисном уровне цен			2399455,04
8.	Затраты на ПИР, благоустройство, здания сооружения, прочие работы			263940,0544
9.	Итоговая стоимость			2663395,094

5.3 Расчёт капитальных затрат на строительство ОРУ промежуточной подстанции

Расчет выполняется по всем рассматриваемым вариантам передачи. Результаты расчета представляются в таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Расчёт затрат на строительство ОРУ промежуточной подстанции

№ п/п	Составляющие затрат	Кол-во	Цена, т.руб	Величина затрат, т.руб
I вариант
1.	Стоимость группы автотрансформаторов 750-500	2	146400	292800
2.	Стоимость компенсирующих устройств 750 кВ	7	80200	561400
3.	Стоимость выключателей ВН	11	43000	473000
4.	Стоимость выключателей СН	2	20000	40000
5.	Стоимость постоянной части 750	1	306000	306000
6.	Стоимость устройств противоаварийной автоматики	1	5320	5320
7.	Стоимость земли с учетом НДС 750	1	5815,04	5815,04
8.	стоимость в базисном уровне цен			1684335,04
9.	Затраты на ПИР, благоустройство, здания сооружения, прочие работы			185276,8544
10.	Итоговая стоимость			1869611,894
II вариант
1.	Стоимость группы автотрансформаторов 750-500	2	155000	310000
2.	Стоимость группы автотрансформаторов 500-330	2	56500	113000
3.	Стоимость компенсирующих устройств 750 кВ	6	80200	481200
4.	Стоимость компенсирующих устройств 500кВ	1	43700	43700
5.	Стоимость выключателей ВН	12	43000	516000
6.	Стоимость выключателей СН	8	25000	200000
7.	Стоимость постоянной части 750	1	220000	220000
8.	Стоимость постоянной части 500	1	180000	180000
9.	Стоимость устройств противоаварийной автоматики	1	6790	6790
10.	Стоимость земли с учетом НДС 750	1	5815,04	5815,04
11.	Стоимость земли с учетом НДС 500	1	7103,6	7103,6
12.	стоимость в базисном уровне цен			2083608,64
13.	Затраты на ПИР, благоустройство, здания сооружения, прочие работы			229196,9504
14.	Итоговая стоимость			2312805,59



5.4 Расчёт капитальных затрат на строительство приемной подстанции

Расчет выполняется по тем вариантам передачи, для которых номинальное напряжение второго участка не совпадает с напряжением приемной системы. Результаты расчета представляются в таблице 5.6.

Таблица 5.6 - Расчёты затрат на строительство ОРУ приёмной подстанции

№ п/п	Составляющие затрат	Кол-во	Цена, т.руб	Величина затрат, т.руб
I вариант
1.	Стоимость автотрансформаторов	2	155000	310000
2.	Стоимость компенсирующих устройств	1	80200	80200
3.	Стоимость выключателей ВН	4	43000	172000
4.	Стоимость выключателей СН	2	25000	50000
5.	Стоимость постоянной части	1	112000	112000
6.	Стоимость устройств противоаварийной автоматики	1	6920	6920
7.	Стоимость земли с учетом НДС	1	3964,8	3964,8
8.	стоимость в базисном уровне цен			735084,8
9.	Затраты на ПИР, благоустройство, здания сооружения, прочие работы			80859,328
10.	Итоговая стоимость			815944,128
II вариант
1.	Стоимость компенсирующих устройств	2	43700	87400
2.	Стоимость выключателей ВН	4	25000	100000
3.	стоимость в базисном уровне цен			187400
4.	Затраты на ПИР, благоустройство, здания сооружения, прочие работы			20614
5.	Итоговая стоимость			208014

Для вариантов, у которых номинальные напряжения второго участка электропередачи и приемной системы совпадают, в стоимость затрат включаются только стоимости линейных ячеек выключателей приемной подстанции и стоимость устройств противоаварийной автоматики для этих новых ячеек.

5.5 Расчёт затрат на потери электроэнергии

Таблица 5.7 - Расчёт стоимости потерь в ЛЭП

№	Наименование показателя	I участок	II участок
I вариант
1.	Номинальное напряжение, кВ	750	750
2.	Длина линии, км	500	200
3.	число цепей	2	1
4.	Передаваемая активная мощность в режиме максимума, МВт	2416,5	2016,5
5.	Передаваемая реактивная мощность в режиме максимума, МВАр	-303,3189526	-141,301383
6.	Удельное активное сопротивление провода, Ом/км	0,02	0,0146
7.	Активное сопротивление линии , Ом	5	2,92
8.	число часов потерь, час	4989,6	4989,6
9.	Переменные потери активной мощности, МВт·ч	52,724219	21,2121172
10.	Переменные потери активной энергии, МВтчас	263072,7631	105839,98
11.	Удельные потери активной мощности на корону, кВт·/км	10,4	7,8
12.	Потери активной энергии на корону в линии, МВт·ч	91104	13665,6
13.	Суммарные потери активной энергии в ВЛ, МВт·ч	354176,7631	119505,58
14.	Удельная стоимость потерь энергии, тыс. руб/МВт*час	0,95	0,95
15.	Затраты на возмещение потерь энергии, тыс.руб	336467,9249	113530,301
II вариант
1.	Номинальное напряжение, кВ	750	500
2.	Длина линии, км	500	200
3.	число цепей	2	2
4.	Передаваемая активная мощность в режиме максимума, МВт	2416,5	2016,5
5.	Передаваемая реактивная мощность в режиме максимума, МВАр	-303,3189526	-38,27204844
6.	Удельное активное сопротивление провода, Ом/км	0,02	0,0146
7.	Активное сопротивление линии , Ом	5	1,46
8.	число часов потерь, час	4989,6	4989,6
9.	Переменные потери активной мощности, МВт·ч	52,724219	23,75558408
10.	Переменные потери активной энергии, МВтчас	263072,7631	118530,8623
11.	Удельные потери активной мощности на корону, кВт·/км	10,4	7,2
12.	Потери активной энергии на корону в линии, МВт·ч	91104	25228,8
13.	Суммарные потери активной энергии в ВЛ, МВт·ч	354176,7631	143759,6623
14.	Удельная стоимость потерь энергии, тыс. руб/МВт*час	0,95	0,95
15.	Затраты на возмещение потерь энергии, тыс.руб	336467,9249	136571,6792

Таблица 5.8 - Расчёт стоимости потерь в трансформаторах ГЭС

№	Наименование показателя	Значение
I вариант	Актив.	Реактив.
1.	Номинальное напряжение	750	750
2.	Число блоков ген-тр ГЭС	6	6
3.	Мощность, вырабатываемая агрегатами ГЭС, подключенными к трансформатору в режиме максимальных нагрузок, МВт	405	250,9964571
4.	Сопротивление обмоток трансформатора, Ом	0,96	69,3
5.	Переменные потери активной мощности в трансформаторе в режиме максимальных нагрузок, МВт	0,387454671	27,96938408
6.	Число часов потерь, час	4989,6	4989,6
7.	Переменные потери активной энергии в трансформаторе, МВтчас	1933,243828	139556,0388
8.	Постоянные потери активной мощности трансформатора, МВт	0,4	3,753
9.	Постоянные потери активной энергии в трансформаторе, МВтчас	3504	32876,28
10.	Полные потери энергии в трансформаторе, МВт час	5437,243828	172432,3188
11.	Удельная стоимость потерь энергии, тыс. руб/МВт*час	0,95	0,95
12.	Затраты на возмещение потерь энергии, тыс.руб	30992,28982	982864,2173
II вариант	Актив.	Реактив.
1.	Номинальное напряжение	750	750
2.	Число блоков ГЭС	6	6
3.	Мощность, вырабатываемая агрегатами ГЭС, подключенными к трансформатору в режиме максимальных нагрузок, МВт	405	250,9964571
4.	Сопротивление обмоток трансформатора, Ом	0,96	69,3
5.	Переменные потери активной мощности в трансформаторе в режиме максимальных нагрузок, МВт	0,387454671	27,96938408
6.	Число часов потерь, час	4989,6	4989,6
7.	Переменные потери активной энергии в трансформаторе, МВтчас	1933,243828	139556,0388
8.	Постоянные потери активной мощности трансформатора, МВт	0,4	3,753
9.	Постоянные потери активной энергии в трансформаторе, МВтчас	3504	32876,28
10.	Полные потери энергии в трансформаторе, МВт час	5437,243828	172432,3188
11.	Удельная стоимость потерь энергии, тыс. руб/МВт*час	0,95	0,95
12.	Затраты на возмещение потерь энергии, тыс.руб	30992,28982	982864,2173

Таблица 5.9 - Расчёт стоимости потерь в автотрансформаторах промежуточной подстанции

№	Наименование показателя	Значение
I вариант	Актив.	Реактив.
1.	Номинальное напряжение	750	750
2.	Число автотрансформаторов (групп автотрансформаторов)	2	2
3.	Мощность, втекающая в обмотку СН в режиме максимальных нагрузок, МВт	800	316,1802314
4.	Сопротивление обмоток СН автотрансформаторов ((групп автотрансформаторов), Ом	0,245	0
5.	Переменные потери активной мощности в обмотках СН, МВт	0,322298018	0
6.	Число часов потерь, час	4989,6	4989,6
7.	Переменные потери активной энергии в обмотках СН, МВтчас	1608,138189	0
8.	Мощность, протекающая по обмотке ВН	800,322298	316,1802314
9.	Сопротивление обмоток ВН автотрансформаторов (групп автотрансформаторов), Ом	0,245	29,55
10.	Переменные потери активной мощности в обмотках ВН, МВт	0,322522669	38,90018313
11.	Число часов потерь, час	4989,6	4989,6
12.	Переменные потери активной энергии в обмотках ВН , МВтчас	1609,259109	194096,3537
13.	Суммарные переменные потери активной энергии в трансформаторах	3217,397298	194096,3537
14.	Постоянные потери активной мощности трансформаторной группы, МВт	0,25	3,497
15.	Постоянные потери энергии в трансформаторах ПС	4380	61267,44
16.	Полные потери активной энергии в трансформаторах ПС	7597,397298	255363,7937
17.	Удельная стоимость потерь энергии, тыс. руб/МВт*час	0,95	0,95
18.	Затраты на возмещение потерь энергии, тыс.руб	7217,527433	242595,604
II вариант
1.	Номинальное напряжение	750	750
2.	Число автотрансформаторов (групп автотрансформаторов)	2	2
3.	Мощность, втекающая в обмотку СН в режиме максимальных нагрузок, МВт	2416,5	-303,3189526
4.	Сопротивление обмоток СН автотрансформаторов (групп автотрансформаторов), Ом	0,19	0
5.	Переменные потери активной мощности в обмотках СН, МВт	2,003520322	0
6.	Число часов потерь, час	4989,6	4989,6
7.	Переменные потери активной энергии в обмотках СН, МВтчас	9996,764998	0
8.	Мощность, протекающая по обмотке ВН	2418,50352	-303,3189526
9.	Сопротивление обмоток ВН автотрансформаторов (групп автотрансформаторов), Ом	0,19	27,55
10.	Переменные потери активной мощности в обмотках ВН, МВт	2,006792385	290,9848958
11.	Число часов потерь, час	4989,6	4989,6
12.	Переменные потери активной энергии в обмотках ВН , МВтчас	10013,09128	1451898,236
13.	Суммарные переменные потери активной энергии в трансформаторах

Подобные документы

• Проектирование районной электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013
  

• Расчет воздушной линии электропередач

  Расчет сечения провода по экономической плотности тока. Механический расчет проводов и тросов воздушных линий электропередачи. Выбор подвесных изоляторов. Проверка линии электропередачи на соответствие требованиям правил устройства электроустановок.
  
  курсовая работа [875,3 K], добавлен 16.09.2017
  

• Анализ режимов и выбор основных параметров системы электропередачи

  Сопоставление сопротивлений и проводимостей линии электропередачи, расчет ее волновых и критериальных параметров. Определение типов проводов. Работа системы электропередачи в режиме максимальных и минимальных нагрузок, повышение ее пропускной способности.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 16.03.2012
  

• Технико-экономическое обоснование варианта схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки

  Выбор вариантов развития существующей сети. Выбор номинальных напряжений сооружаемых воздушных линий радиального варианта сети. Определение сечений проводов сооружаемых линий радиального варианта сети. Выбор понижающих трансформаторов на подстанции.
  
  курсовая работа [2,9 M], добавлен 22.07.2014
  

• Характеристика внутриплощадочных сетей

  Расчет электрических нагрузок. Выбор мощности трансформаторов с учетом оптимального коэффициента загрузки и категории питающихся электроприемников. Выбор сечения проводов, кабелей линий. Оценка оптимального количества, сопротивление заземляющих устройств.
  
  дипломная работа [1,9 M], добавлен 08.06.2013
  

• Проектирование районной электрической сети 220/110 кВ

  Выбор вариантов схем соединений распределительной сети 220/110 кВ. Выбор номинальных напряжений сети и сечений проводов. Составление полных схем электрических соединений. Точный электрический расчет режимов и минимальных нагрузок выбранного варианта.
  
  курсовая работа [952,5 K], добавлен 22.01.2015
  

• Механический расчет линии электропередачи напряжением 330В

  Расчет воздушной линии электропередачи. Определение конструктивных и физико-механических характеристик элементов ВЛ. Расчет и выбор марки опоры, ее технические характеристики. Расчёт провода, напряжений, изоляции, грозозащитного троса, стрел провесов.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 16.03.2015
  

• Проектирование районной электрической сети в Тамбовской области

  Определение мощностей подстанции. Расчет первого и второго вариантов электрической сети: параметры, оборудование, баланс. Выбор оптимального варианта сети и расчет режима для него. Регулирование напряжения на подстанции для оптимального варианта.
  
  курсовая работа [3,9 M], добавлен 28.06.2011
  

• Выбор основных параметров и анализ режимов электропередачи

  Проектирование электропередачи переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией для транспорта электрической энергии от удалённой гидроэлектростанции. Технически возможные варианты схемы электропередачи, расчет лучшего варианта.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 21.09.2010
  

• Определение потери мощности ЛЭП. Экономическое сечение по максимальной мощности. Выбор проводов по экономической плотности тока

  Определение потери электроэнергии в двух трансформаторах подстанции, работающих круглый год. Расчет параметров трансформатора. Определение экономического сечения сталеалюминевых проводов двухцепной воздушной линии электропередачи напряжением 110 кВ.
  
  контрольная работа [205,7 K], добавлен 19.04.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам