Линия электропередачи напряжением 500 кВ

УДК 621.315.1.027
Ш42
ШЕЛЕВСКИЙ АЛЕКСАНДР ВИКТОРОВИЧ
Линия электропередачи напряжением 500 кВ.
Стр. 115, рис. 26, табл. 51, библ. 11.
В данной работе выполнено проектирование электропередачи от строящейсяГЭС в энергосистему с промежуточной подстанцией, для которой произведен расчети анализ основных режимов работы. Так же выполнено проектирование развитиярайонной электрической сети. Кроме того, сделан обзор научно-техническойлитературы, рассмотрены вопросы по безопасности и экологичности проекта, выполненмеханический расчет провода и троса линии электропередачи 500 кВ, рассчитанытехнико-экономические показатели электропередачи.
ВВЕДЕНИЕ
В данном дипломном проекте будет сделан обзор научно-техническойлитературы. В нем рассмотрим вопросы о повышении надежности воздушных линий привоздействии атмосферных нагрузок и способы эффективного удалениягололедообразований с проводов ВЛ. Далее выполним проектированиеэлектропередачи от строящейся ГЭС в энергосистему с промежуточной подстанцией. Изнескольких вариантов электропередачи необходимо выбрать один, удовлетворяющийусловиям надежного снабжения электроэнергией потребителей промежуточнойподстанции, а так же приемной системы, обеспечиваемых электроэнергией от ГЭС.Кроме того выбранный вариант должен быть экономически выгодным. Критериемопределения рационального варианта является минимум приведенных затрат. Длявыбранной электропередачи требуется рассчитать основные режимы работы:наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный.Так же рассчитаем режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и нашинах передающей станции. Помимо проектирования линии 500 кВ выполним проектированиеразвития районной электрической сети: необходимо дать характеристикупотребителей и источников питания; определить потребную району мощность; длядвух выбранных вариантов развития определить (проверить) сечения проводов,трансформаторы у потребителей; в результате технико-экономического сравнениявыбрать рациональный вариант, для которого произвести расчет и анализ основныхрежимов работы. Кроме того, требуется рассчитать основные технико-экономическиепоказатели электропередачи: капиталовложения, издержки, себестоимость передачиэлектроэнергии. В разделе по безопасности и экологичности проекта рассмотримтехнику безопасности при профилактических испытаниях изоляции воздушных линий. Также произведем механический расчет провода и троса линии 500 кВ.
1. ВЛ ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИАТМОСФЕРНЫХ НАГРУЗОК
1.1 О повышении надежностиВЛ при воздействии атмосферных нагрузок
В настоящее время в РФ значения нормативных атмосферныхнагрузок на системы ВЛ определяются по методике [1] по региональным картамгололедных, гололедно-ветровых и ветровых нагрузок [1]. Гололедные нагрузки сзаданной надежностью (вероятность непревышения нагрузки в 1 год) принимаются наоснове данных измерений в течение 25 — 30 лет случайных значений максимальной вгод массы гололеда на площадке метеостанции на высоте 2 м на проводе диаметром 5 мм на длине 1 м. На основе полученных данных о годовых максимумах массыгололеда на высоте 2 м от земли для метеостанции А создается статистический рядзначений толщин стенок b цилиндрического гололеда на проводе, эквивалентныхмассе гололеда с плотностью 0,9 г/см3, пересчитанных к высоте 10 м, диаметру 10 мм с поправкой на влияние закрытости провода метеостанции другими объектами.
В дальнейшем случайные значения выстраиваются ввозрастающем порядке и определяется ежегодная надежность (вероятностьнепревышения) каждого члена по формуле (1).
/> />                                                   (1.1)
где n — номер члена ряда в порядке возрастания; m -общеечисло лет измерений на метеостанции.
Таким образом, получается интегральная статистическаяфункция bn = F(bn).
Нормативное значение ежегодной надежности F(bЭ)можно рассчитать по формуле (1.2)
F(bЭ) = 1 – 1/ТН                                                                    (1.2)
где bЭ — нормативная толщина стенки гололедадля высоты 10 м над поверхностью земли по ПУЭ; ТН -среднийнормированный в гл. 2.5 ПУЭ период превышения bЭ лет; 1/ТН — частота превышения bЭ в 1 год. В гл. 2.5 ПУЭ 7-го изданиянормировано ТН 1 раз в 25 лет, которому соответствует ежегоднаянадежность F(bЭ25) =0,96
По функции распределения значений bn пографику в координатах lnbn, lnln[F(bn)], соответствующихвторому предельному закону распределения экстремальных в год значений bn,для нормированного значения F(bЭ) определяется нормированноезначение bЭ.
Далее, для группы метеостанций, расположенных натерритории энергосистемы в сходных условиях рельефа местности, строится графикрегрессионной зависимости bЭ = f(H), где Н — отметка высоты местарасположения площадки метеостанции. По значениям bЭ25 наметеостанции в пределах, регламентированных гл. 2.5 ПУЭ, определяется диапазонзначений Нн1 и Нн2, по которым на карте проводят границытерриторий, на которых надо при проектировании ВЛ принимать в расчетах напрочность данное нормативное значение bЭ в миллиметрах.
Анализ данных практического применения методики [1]позволил установить существенные недостатки этого документа. В [1] ошибочнопредполагается, что, как и на площадке метеостанции, на всей территории вграницах района гололедности значение bЭ имеет ежегодную надежность F(bЭ)= 0,96 и на этой территории значение bЭ может быть превышено всреднем 1 раз в течение 25 лет.
Ежегодная надежность bЭ по [1] практическиотносится только к площадкам метеостанций, на каждой из которых значения bЭбыли (и будут) обусловлены независимыми случайными атмосферными процессами,имевшими место в разные годы на этой территории.
Проведенный анализ показывает, что по [1] непредставляется возможным с использованием интегральных статистических функцийраспределения bn для нескольких метеостанций выделить территориюмежду этими метеостанциями и на периферии, где бы нормативное значение bЭ25соответствовало бы его ежегодной надежности F(bЭ) = 0,96.Следовательно, методика [1] в этой части не отвечает своему основномуназначению: определять территорию, на которой нормативные атмосферные нагрузкипревышаются в среднем не чаще 1 раза в 25 лет.
Одним из факторов повышения надежности систем ВЛявляется обоснованная оценка ежегодной надежности атмосферных нагрузок натерритории расположения систем ВЛ (а не на площадке метеостанции). Оценкаежегодной надежности атмосферных нагрузок на ВЛ и определение значений должнывыполняться для территории по интегральной статистической функции, составленнойиз годовых максимумов гололедных нагрузок на этой территории (а не на площадкеметеостанции), характеризуемой общими признаками (равнина, низменность,возвышенность и др.). Все участки территории, отнесенные к данному нормативномурайону, должны располагаться в интервале высотных отметок местности не более 150 м. Так же для повышения надежности ВЛ необходимо выполнять реконструкцию ВЛ, либо воспользоватьсяплавкой гололеда на проводах ВЛ.
1.2.Повышениеэффективности удаления гололедообразований с проводов ВЛ
Воздушные линии электропередачи согласно нормам РАО «ЕЭСРоссии» рассчитываются на прочность с учетом воздействия атмосферныхнагрузок (гололед, ветер и их сочетание) и температуры воздуха.
Предусмотрена система мероприятий и способов повышениянадежности электроснабжения по ВЛ в условиях гололедообразования на действующихлиниях электропередачи. К числу мероприятий относится уточнение методаопределения гололедно-ветровых нагрузок на территории энергосистемы с учетомвоздействия пространственно-распределенных гололедно-ветровых нагрузок напространственно-распределенные системы ВЛ и соответствующая реконструкция ВЛ сучетом воздействия больших величин нагрузок при нормированной ежегоднойнадежности. К числу способов относится предотвращение гололедообразованияпосредством нагрева провода электрическим током или удаление гололеда напроводах ВЛ методом его плавления посредством нагрева проводов электрическимтоком.
Когда имеются условия для гололедообразования (отрицательнаятемпература воздуха, туман), на начальной стадии можно предотвратитьгололедообразование на проводе ВЛ, увеличивая силу тока до значений,нагревающих провод ВЛ до положительной температуры (например, до +2°С), чтобыпредотвратить замерзание капель воды на проводе ВЛ. В этом случае температура t> 2°С должна сохраняться до окончания процесса гололедообразования напроводах ВЛ.
Если на начальной стадии гололедообразования температурапровода отрицательная, то образуется односторонний гололед, при котором можетвозникнуть пляска проводов ВЛ. Для предотвращения пляски проводов целесообразноудалять гололед, создавая силу электрического тока, достаточную для плавленияодностороннего гололеда.
При длительном процессе гололедообразования на проводевозле опор ВЛ образуется односторонний гололед. В средней части пролета ВЛпровод закручивается под воздействием момента от веса одностороннего гололедатак, что со временем образуется гололед цилиндрической формы.
В каждом из перечисленных вариантов предотвращениягололедообразования или удаления гололеда существенно различны условиятеплового баланса, которые должны быть отражены в соответствующих уравнениях.
В каждом варианте имеется стадия нагрева провода (до+2°С — для предотвращения гололедообразования, 0°С — для начала плавкигололеда).
Баланс энергии при нагреве провода в режимепредотвращения гололедообразования на проводе ВЛ. В последующих уравнениях идля баланса энергии и мощности принято, что в условиях гололедообразования притумане днем и ночью поглощение лучистой энергии из окружающей среды равно нулю.
Уравнение баланса энергии (1.3) при нагреве сухогоголого провода приведено далее
0,95I2R0(1+ρtп)τ= (СраРа+ СрстРст)(tп –tв) + εC0T4Sτ + 1,1/>(tп – tв)τ (1.3)
где I – сила тока; R0– сопротивление проводапри t = 0°С; коэффициент 0,95 учитывает, что фактические значения сопротивленийпроволок в проводе имеют разброс в сторону меньших значений; р = 0,004031/°С — температурный коэффициент сопротивления алюминиевых проволок; tв — температурапровода при отсутствии электрического тока, принимаемая равной температуревоздуха; tп — минимальная температура провода, необходимая дляпредотвращения гололедообразования; τ — время нагрева провода; (СраРа+СрстРст)(tп – tв) — энергия,затраченная на нагрев провода до tп; εC0T4S- мощность излучения с поверхности провода, причем Т измеряется в Кельвинах (1К = 273°С ± t); 1,1/>(tп – tв) — потери мощности при вынужденной конвекции.
Из уравнения (1.3) определяется время τ,необходимое для нагрева голого сухого провода до tn при температуревоздуха tв.
В дальнейшем расчеты выполнены для провода АС 120/19.
Результаты расчетов для провода АС 120/19 при условиях tn= +2°С, tв = — 5°С, V=2м/с, V=5м/с, V=10м/c приведены в приложении1(табл. П1.1.).
Как следует из результатов расчета, для голого проводаАС 120/19 при его нагреве от -5°С до +2°С изменение скорости ветра по трассе ВЛсущественно влияет на возможность предотвращения гололедообразования.
Из уравнения (1.3) при t=∞ вычисляются значениятемпературы tn в установившемся режиме для сухого голого провода АС120/19 при tв = -5°С. Результаты в приложении 1(табл. П1.2).
Из результатов расчета tn, приведенных втабл. 1.2 для провода АС 120/19, следует, что наиболее устойчиво можноосуществить предотвращение гололедообразования при расчетном ветре 2 м/с. Вслучае увеличения скорости ветра до 10 м/с по трассе ВЛ остановить процессгололедообразования можно при нагреве провода током >400А. Мощность,необходимая для нагрева провода АС 120/19 до tn = +2°C электрическим током 400 А, минимальна и составляет 34,8 кВт/км, а при 500 А — около 55 кВт/км.
Баланс энергии в режиме непрерывной плавки гололедацилиндрической формы для удаления его с провода ВЛ в заданный отрезок времени. Удалениегололеда с провода ВЛ состоит из двух стадий переходного во времени процесса.На первой стадии после включения электрического тока происходит нагрев провода.Температура провода со временем увеличивается от tB до t0= 0°С, при которой начинает плавиться лед. На второй стадии, когда проводнагрет до t0= 0°C, сверху на границе провод — гололедцилиндрической формы начинает плавиться лед и продолжается нагрев гололеда доустановившегося значения t1.
Баланс энергии в режиме непрерывной плавки для удалениягололеда в заданный отрезок времени определяется следующим уравнением:
0,95I2R0τ = Срл Gн(t0– t1)/2 + Срл Jпл(t0– tв)+ Jпл +
+ εC0T4Sτ + 1,1/>(t1 – tв)                                                (1.4)
где Gн – плотность гололеда; Jпл –вес 1 м расплавляемого гололеда; Спл – скрытая теплота плавлениягололеда; Срл – удельная теплоемкость гололеда.
По уравнению (1.4) выполнены расчеты значенийэлектрического тока, необходимых для удаления гололеда и изморози, при заданныхвременах удаления гололеда 15, 30, 45 и 60 мин для провода марки АС 120/19 приразличных сочетаниях погодных условий (температура воздуха, скорость ветра,ветер направлен нормально оси ВЛ).
Анализ расчетов показывает, что в целях экономииэлектроэнергии необходимо плавить гололед небольших размеров при минимальномвремени плавки. Такое решение существенно повышает надежность электроснабженияпо системам ВЛ.
Баланс энергии при удалении одностороннегогололедообразования. При температуре воздуха -2 – 0°С гололед образуется снаветренной стороны провода.
Электрические токи в проводах ВЛ при нормированнойплотности в зимних условиях ночью нагревают провод не более чем на 0,5°С,поэтому при отрицательной температуре воздуха, если своевременно невоспользоваться достаточным предупредительным нагревом провода ВЛ, при погодныхусловиях, соответствующих гололедообразованию, на проводе начинает образовыватьсягололед, толщина стенки которого увеличивается навстречу ветру.
При расчетах токов для удаления одностороннего гололедатолщиной стенки 1 — 2 см необходимо знать время нагрева провода до tп= 0°C и время, необходимое для плавления тонкого слоя льда толщиной 1-1,5 мм. После плавления тонкого слоя льда односторонний гололед упадет под действием собственноговеса. Поскольку плавка гололеда не начнется до того, как провод нагреется до0°С, то надо отдельно рассматривать:
процесс нагрева провода до 0°С при наличии на немодностороннего гололеда;
процесс плавки гололеда, когда на границе гололед — провод температура не изменяется.
Процесс нагрева провода до 0°С на границе одностороннийгололед — провод. Удаление одностороннего гололеда должно выполняться принагреве провода током более 1 кА в течение нескольких секунд. За несколькосекунд температура t1 на наружной поверхности гололеда изменится такмало, что можно пренебречь при расчетах потерями энергии на конвекцию споверхности гололеда. В результате приближенное уравнение баланса энергии принагреве провода с односторонним гололедом имеет следующий вид:
0,95I2R0τ = (СраРа+СрстРст)(tп – tв) + 0,5·1,1/>(tп – tв)τ             (1.5)
где 0,5·1,1/>(tп – tв)τ– затраты энергии на конвекцию с поверхности голого провода.
Из уравнения (1.5) определяется время τ,необходимое для нагрева провода до 0°С. Расчетыпоказывают, что при токах в диапазоне 3000 А — 8000 А время нагрева провода до0°С составляет доли секунды. Для нагрева провода до 0°С необходима мощность прикоротком замыкании до 14,5 тыс. кВт/км провода. При этом затраты энергиисоставляют не более 0,5 кВт-ч/км провода.
Удаление одностороннего гололеда с проводов ВЛ. Многообразныусловия нагрева и теплоотдачи при одностороннем гололедообразовании на проводеВЛ. Для решения вопроса об удалении одностороннего гололеда с проводов ВЛнеобходимо применять условные модели теплоотдачи с поверхностей голого проводаи одностороннего отложения гололеда.
Основная идея заключается в том, что потери энергии наконвекцию с поверхности голой части провода, экранированного одностороннимгололедом, рассчитываются, как это сделано в уравнении (1.3), с учетом коэффициента0,5, а потери энергии на нагрев и плавление слоя гололеда с наветренной сторонырассчитываются по уравнению (1.6) с учетом специфики плавления тонкого слояодностороннего льда
0,95I2R0τ = СрлJ’пл(–tв) +СплJ’пл + 0,5·1,1/>(– tв/2)τ               (1.6)
где J’пл – вес слоя гололеда толщиной 1 – 1,5 мм на длине 1 м.
Удаление одностороннего гололеда предусматривает нагревпровода током с последующим плавлением тонкой пленки льда на границе провод — гололед, который под действием собственного веса должен падать.
Задача сводится к определению затрат времени,необходимых для плавления пленки гололеда толщиной 1 — 1,5 мм на границе провод — гололед. Провод предварительно будет нагрет до t0= 0°С, когдапроисходит плавление гололедной пленки с последующим опаданием гололедногоотложения.
Из уравнения (1.6) определяется время τ, необходимоедля плавления одностороннего гололедообразования.
Из полученных результатов следует, что наиболееприемлемый диапазон электрических токов находится в пределах 5000 — 8000 А. Вэтом случае время плавки гололеда (с учетом времени нагрева провода) находитсяв пределах 3,42 — 1,05 с. Необходимая мощность от 5,6 до 14,5 тыс. кВт/кмпровода. Затраты электроэнергии на нагрев провода и плавление гололеда не более4,24 кВт-ч/км провода.
Сравнение эффективности способов удалениягололедообразований. Выполненные расчеты позволяют сравнить эффективностьрассмотренных способов удаления гололедообразований на проводах ВЛ.
Результаты расчетов сведены в табл. П1.3 (приложение 1).
Как видно из данных табл. П1.3., способ удаленияодностороннего гололедообразования — наиболее эффективный по затратам каквремени, так и электроэнергии. Этот способ дает возможность в течение одногорабочего дня удалить гололед поочередно на всех ВЛ на территории, гдегололедные нагрузки увеличиваются интенсивнее, чем в других частях энергосистемы,и могут быть опасны для прочности ВЛ. Применимость данного способа зависит оттехнических возможностей в энергосистеме.
Выводы: вопрос о повышении надежности ВЛ привоздействиях атмосферных нагрузок достаточно актуален. В данной главерассмотрены две статьи на эту тему. В первой поднята проблема о превышениинормативных гололедных нагрузок и уточнена методика определения атмосферныхнагрузок по региональным картам [1]. Во второй статье предложены уравнения дляопределения токов и времени плавки гололеда на проводах ВЛ и сделаны выводы онаиболее эффективных способах удаления гололедообразований [2].
2. ЛИНИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ500 кВ
2.1 Выбор схемы,номинального напряжения и сечения проводов участков электропередачи
Проектируется электропередача, связывающая строящуюся гидроэлектростанциюс промежуточной подстанцией и мощной приемной системой.
Выборчисла цепей на участках электропередачи производится по условию надёжногоснабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителейприёмной системы, обеспечиваемых энергией от ГЭС.
Сопоставляя три заданные величины :
наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р0=1020 МВт;
наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Рп/ст =520МВт;
оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Ррезерв =320МВт
наметим следующие варианты схемы участков электропередачи (т. к.проектируемая сеть располагается в Западной Сибири, то возможно использованиетолько напряжения 500 кВ):
МВт  
км  
МВт  
МВт  
км  
МВт  
МВт  
МВт  
кВ  
кВ  
кВ   />
Рис 2.1. Вариант 1 схемы участковэлектропередачи
км  
км  
МВт  
МВт  
МВт  
МВт  
МВт  
МВт  
МВт  
кВ  
кВ  
кВ   />
Рис 2.2. Вариант 2 схемы участковэлектропередачи
Выберем сечения проводов электропередачи.
Вариант 1
Линия 500 кВ длиной 510 км (две цепи)
/>Iрасч = Pmax. л./(N∙√3∙Uном∙cosφ)
/>Iрасч = 1020./(2∙√3∙500∙0,98)= 613 А
Fрасч = Iрасч/(n∙jрасч)
Fрасч = 613/(3∙1) = 205 мм2
Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66.
Iдоп = 3∙680 = 2040 А
2040 > 2∙613=1226,
значит провод по нагреву проходит
Линия 500 кВ длиной 380 км (одна цепь)
/>/>Iрасч = Pmax. л./(N∙√3∙Uном∙cosφ)= (P0– Рпс)./(N∙√3∙Uном∙cosφ)
/>Iрасч = 500./(1∙√3∙500∙0,98)= 589 А
Fрасч = Iрасч/(n∙jрасч)
Fрасч = 589 /(3∙1) = 196 мм2
Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66.
Iдоп = 3∙680 = 2040 А
2040 > 589, значит провод по нагреву проходит
Вариант 2
Линия 500 кВ от ГЭС к промежуточной подстанции аналогична варианту 1, т.е. используется провод3×АС 300/66.
Линия 500 кВ длиной 380 км (две цепи)
/>/>Iрасч = Pmax. л./(N∙√3∙Uном∙cosφ)= (P0– Рпс)./(N∙√3∙Uном∙cosφ)
/>Iрасч = 500./(2∙√3∙500∙0,98)= 295 А
Fрасч = Iрасч/(n∙jрасч)
Fрасч = 295 /(3∙1) = 98,2 мм2
Т.к. минимальное сечение провода по условиям короны для напряжения 500 кВ300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66.
Iдоп = 3∙680 = 2040 А
2040 > 2∙295=590,
значит провод по нагреву проходит
2.2 Выбор схемыэлектрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции
Вариант 1
С учетом собственных нужд (принимаем 1%): Ррасч = 1,01∙1020= 1032МВт. Выбираем 4 гидрогенератора
СВФ 730/230 – 24.
Sном.г= 306 МВА, Рном. г = 260 МВт, Uном= 15,75 кВ, cosφ =0,85, Хd = 1,31,
Х’d = 0,44, Х”d = 0,3.
Располагаемая мощность ГЭС равна 1040 МВт.
С учётом подключения одного генератора к блочному трансформатору выбираемчетыре ТДЦ 400000/500 со следующими номинальными параметрами:
 Sном. тр = 400 МВА, Uвн ном = 525 кВ, Uнн ном= 15,75 кВ,
Δ Рк = 0,8 МВт, ΔРх = 0,35 МВт, Rт= 1,4 Ом, Хт = 89,5 Ом.
При числе присоединений равном шести на напряжении 500 кВ выбираемполуторную схему РУ.
На промежуточной подстанции при трех линиях применим схему трансформаторы– шины с присоединением линий через два выключателя.
На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ через группыавтотрансформаторов (2х3+1)АОДЦТН-167000/500/220. Определим количествоотходящих линий от РУ 220 кВ, ориентируясь на их натуральную мощность:
n = Рп/ст/135 = 520/135 = 3,82, следовательно принимаем n = 4.
При числе присоединений равном шести выбираем схему одна секционированнаясистема шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. Схемаэлектрических соединений для первого варианта электропередачи представлена нарис П2.1. (приложение 2).
Вариант 2
Схема ГЭС такая же как и в первом варианте. В качестве схемы ОРУ 500 кВподстанции при четырех линиях применим схему трансформаторы – шины с полуторнымприсоединением линий. На ОРУ 220 кВ схема такая же как и в первом варианте.Схема электрических соединений для первого варианта электропередачипредставлена на рис П2.2. (приложение 2).
Выберем выключатели:
В цепи генераторов:
 Imax = 260/(1,73∙15,75∙ 0,85) = 11,2 кА
 ВВГ – 20 – 160
 Uном = 20 кВ, Iном = 20 кА, Iоткл =160 кА
ОРУ 500 кВ: Imax = 1020/(1,73∙500∙ 0,85) = 1,33кА
 ВВМ – 500Б – 31,5
 Uном = 500 кВ, Iном = 2000 А, Iоткл= 31,5 кА
ОРУ 220 кВ: Imax = 520/(1,73∙220∙ 0,98) = 1,4 кА
 ВВБ – 220Б – 31,5/2000У1
 Uном = 220 кВ, Iном = 2000 А, Iоткл= 31,5 кА.
2.3 Технико-экономическоеобоснование наиболее рационального варианта
Экономическимкритерием определения наиболее рационального варианта является минимумприведенных затрат, которые вычисляются по следующей формуле:
3= Ен · К∑+И∑ +У,
где
Ен =0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений.
К∑ — капиталовложения, И∑ — издержки, У – ущерб отнедоотпуска электроэнергии

К∑= Кл + Кп/ст.
Кл =Ко· ℓ, где Ко- удельная стоимость сооружения линий; ℓ –длина линии, км
Кп/ст= Кору + Ктр + Кку + Кпч
В расчетене учитывается стоимость компенсирующих устройств, т.е. Кку = 0
Кору= Корувн + Корусн
Ктр-капиталовложение трансформаторов
Кпч– постоянная часть затрат
И∑= И∑а.о.р.+ И∑потери э
И∑.о.ра. — издержки амортизацию, обслуживание и ремонт
И∑потериээ — издержки от потерь электроэнергии
И∑а.о.р= Иа.о.р.л + Иа.о р п/ст
И∑потериээ =Ипотери ээВЛ + Ипотери тр
Иа.о.р.вл= ал· кл
ал –ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % откапиталовложений.
Иа.ор п/ст = ап/ст · Кп/ст
Расчетпроизведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2 (2-й участок ВЛ,ОРУ ВН подстанции).
Т. к. вобоих вариантах на промежуточной подстанции применяется схематрансформаторы-шины (в 1-м с присоединением линий через два выключателя, во 2-мчерез полтора) и число выключателей равно шести для обеих схем, то их стоимостьодинакова. Поэтому сравниваем только 2-й участок ВЛ. Расчет приведен вприложении 3. В результате получили:
З = Ен·Кå + Иå + У
З1 =0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.
З2 =0,12·37470 + 1642,5 = 6139 тыс. руб.
Оценимразницу в %: ε = (6139 – 4800) ·100% /6139 = 21,8%
Т.о. схема 1обходится дешевле, нежели схема 2, поэтому по технико-экономическим показателямнаиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачиявляется вариант 1 и весь дальнейший расчёт ведётся именно для этого варианта.
2.4 Расчёт нормальных,послеаварийного и особых режимов электропередачи
/>
 Q′′сис  
Uсис   Рис 2.3 Схема замещения электропередачи

Рассчитаем параметры схемы замещения.Линия 1
3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:
КR = 1 — ℓ2·x0·b0/3 = 1– 5102·0,31·3,97·10-6/3 = 0,893
Rл1 = КR∙ℓ∙r0= 0,893∙510∙0,034= 15,49 Ом
КХ = 1 — ℓ2·x0·b0/6 = 1– 5102·0,31·3,97·10-6/6 = 0,947
Xл1 = КХ∙ℓ∙x0=0,947∙510∙0,31= 149,665 Ом
КВ = />
Вл1 = КВ∙ℓ∙b0=1,043∙510∙3,97∙10–6= 2,111∙10–3 См
 
Линия 2
3∙АС 300/66. Сопротивления на одну цепь:
КR = 1 — ℓ2·x0·b0/3 = 1– 3802·0,31·3,97·10-6/3 = 0,941
Rл2 = КR∙ℓ∙r0= 0,941∙380∙0,034= 12,155 Ом
КХ = 1 — ℓ2·x0·b0/6 = 1– 3802·0,31·3,97·10-6/6 = 0,97
Xл2 = КХ∙ℓ∙x0=0,97∙380∙0,31= 114,31 Ом
КВ = />
Вл2 = КВ∙ℓ∙b0=1,023∙510∙3,97∙10–6= 1,543∙10–3 См2.4.1 Расчет режима наибольшей передаваемоймощности
Параметры элементов схемы замещения:
ЛЭП 1: R1 = 15,49/2 = 7,745 Ом; Х1 = 149,665/2 =74,83 Ом;
 Y1 = 2·2,111·10-3 См ΔРК1 = 8·510·2/1000= 8,16 МВт
ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;
 Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 =8·380/1000 = 3,04 МВт
Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5/4 = 22,375 Ом
Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом; Хtн2 =113,5/2 = 56,75 Ом
Найдем натуральную мощность
Zc = /> Ом
Рнат = 2·5002/279,438 = 1,789·103 >Р0= 1020 МВт передаваемая мощность меньше натуральной.
Зададимся несколькими значениями напряжения U2 для выбора минимумазатрат на установку КУ. В данном режиме U1 = 500 кВ. Перепаднапряжения должен быть таким, чтобы напряжение в линии не превышало допустимого(525 кВ). Зададимся напряжением U2 = 500 кВ и выполним расчеты, адля 505, 510, 515, 520 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.
Z1 = R1 + jX1 = 7.745 + j74.83; |Z1|= 75.23 Ом
Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.013
α11 = α12 =arcsin(R1/|Z1|)= arcsin(7.745/75.23) = 5.91º
δ1 = />
Q’л1 = U12· Y11·cos α11 — U1· U2 ·Y11·cos (δ1 — α12)= 51,4 МВар
Qл1 = Q’л1 — U12· Y1/2= 51,4 – 5002 ·4,22·10-3 /2 = -476,4 МВар
Р’л1 = Р0 — ΔРК/2 = 1020 – 8,16/2 =1016 МВт
Uг = /> = 14.36кВ

Uг мало, поэтому устанавливаем 3 группы реакторов 3хРОДЦ-60
Qp = 3·180·(U1/525)2 = 489.8 МВАр
Qл1 = Qл1 + Qp = 13,4 МВАр
Uг = /> = 15.02 кВUг доп= (14,96 – 16,54) кВ
сosφг = />= 0,995
ΔРл1 = /> МВт
ΔQл1 = /> МВAp
P”л1 = Р’л1 – ΔРл1 = 1016 – 32.06 =983.86 МВт
Q”л1 = Q’л1 – ΔQл1 = 51.38 – 309.73= -258.38 МВАр
Р2 = P”л1 — ΔРК1/2 = 983.86 –8,16/2 = 979.78 МВт
Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2= -258.38 + 5002·4,22·10-3 /2 = 269.4 МВAp
Pсис = Р2 – Рпс = 979,78 – 520 = 459,78МВт
Рат = Рпс = 520 МВт
Qсис = Pсис·tgφпс=459,78·tg(arccos(0.96))=93.36 МВAp
Qат = Q2 – Qсис =269,4 – 93,36 = 176,04МВAp
Q’ат = Qат — />176,04 — />·30.55= 139.21 МВAp
U’2 = U2 — Qат·Xt2 /U2=500 – 176.04·30.55/500 = 491,5 кВ
Uсн = U’2·230/500 = 226,1 кВ
Рн = 10 МВт
Ратс = Рпс — Рн = 520 – 10 = 510 МВт
Qатс = Ратс· tgφпс=510·tg(arccos(0.96))=148,75 МВAp
Q’нн = Q’ат — Qатс = 139,21 – 148,75 =-9,54 МВAp
Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2·Xtн2 = -9,56 МВAp
Uнн = (U’2 — Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500)= 10.345 кВ
Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установкадвух СК типа КСВБО-50-11.
рн = 0,12; Кск = 650/100 тыс. руб./Мвар; З” = 0.02тыс. руб./(МВт·ч)
аск = 0,088; τ = 4253 час; ΔРл1 =32,05МВт
приведенные затраты:
З = (аск + рн)·|Qнн|· Кск +ΔРл1· τ· З” = 2741 тыс. руб.
Аналогично определим затраты для различных уровней напряжений, результатыпредставим в виде таблицы (приложение 4).
Как видно из таблицы П4.1 минимум затрат наблюдается при 500 кВ, но приэтом Uнн
Произведём расчёт линии Л – 2. Учитывая посадку напряжения на линии,устанавливаем две группы реакторов 3×РОДЦ – 60.
Рл2 = Pсис — ΔРК2/2 = 459,86 – 3,04/2= 458,34 МВт
Qp = 180·(U1/525)2 = 180·(505/525)2= 166,5 МВАр
Q’л2 = Qсис + U22· Y2/2– 2·Qp = 93,36 + 5052·1,543·10-3/2 – 2·166,5 =-42,96 МВАр
ΔРл2 = />= 10,1 МВт
ΔQл2 = />94,99 МВAp
P’сис = Рл2 – ΔРл2 = 458,34 – 10,1= 448,24 МВт
Q’сис = Q’л2 – ΔQл2 = -42,96 – 94,99= -137,95 МВАр
Uсис = /> = 524,44 кВ
Q”сис = Q’сис + Uсис2· Y2/2= -137,95 + 524,442·1,543·10-3/2 = 74,24 МВAp
сosφсис = cos(arctg/>) = 0,987
Произведём проверку режима:
1)    UННдопmin = 10,45кВ
2)    UСН = 229,01≤ UСНдопmax= 253 кВ
3)    UГдопmin=14,96 кВ
4)     cosφгном = 0,997 > cosφгном = 0,852.4.2 Расчет режима наименьшейпередаваемой мощности
По условию в данном режиме мощности, передаваемые по линиям, составляют30 % номинальных. Поэтому в режиме НМ отключены одна цепь на ВЛ1, одна из группавтотрансформаторов на промежуточной подстанции, два блока на ГЭС.
Параметры элементов схемы замещения:
ЛЭП 1: R1 = 15,49 Ом; Х1 = 149,665 Ом;
Y1 = 2,111·10-3 См ΔРК1 =8·510/1000 = 4,08 МВт
ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;
Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 =8·380/1000 = 3,04 МВт
Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5/2 = 44,75 Ом
Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1 Ом; Хtн2 = 113,5 Ом
Зададимся несколькими напряжениями для выбора минимума затрат наустановку КУ. В данном режиме U1 = 500 кВ. Перепад напряжения долженбыть таким, чтобы напряжение в линии не превышало допустимого (525 кВ).Зададимся напряжением U2 = 500 кВ и выполним расчеты, а для 505,510, 515 кВ результаты расчетов представим в виде таблицы.
Z1 = R1 + jX1 = 15,49 + j149,665; |Z1|= 150,46 Ом
Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.0066
α11 = α12 =arcsin(R1/|Z1|)= arcsin(15,49/150,46) = 5.91º
δ1 = />10,5º
Q’л1 = U12· Y11·cos α11 — U1· U2 ·Y11·cos (δ1 — α12)= -3,5 МВар
Qл1 = Q’л1 — U12· Y1/2= -3,5 – 5002 ·2,11·10-3 /2 = -267,38 МВар
Р’л1 = Р0·0,3 — ΔРК/2 = 1020·0,3 – 4,08/2= 303,96 МВт
Uг = /> = 14.18 кВ
Uг мало, поэтому устанавливаем 2 группы реакторов 3хРОДЦ-60
Qp = 2·180·(U1/525)2 = 326,53 МВАр
Qл1 = Qл1 + Qp = 59,15 МВАр
Uг = /> = 15.16 кВ
сosφг = />= 0,97
ΔРл1 = />5,725 МВт
ΔQл1 = />55,32 МВAp
P”л1 = Р’л1 – ΔРл1 = 303,96 – 5,725= 298,235 МВт
Q”л1 = Q’л1 – ΔQл1 = -3,5 – 55,32 =-58,82 МВАр
Р2 = P”л1 — ΔРК1/2 = 298,235 – 4,08/2= 296,2 МВт
Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2= -58,82 + 5002·2,11·10-3 /2 = 205,05 МВAp
Pсис = Р2 – Рпс = 296,2 – 520·0,3 =140,2 МВт
Рат = Рпс = 520·0,3 = 156 МВт
Qсис = Pсис·tgφпс =140,2·tg(arccos(0.96))=28,47МВAp
Qат = Q2 – Qсис =205,05 – 28,47 = 176,58МВAp
Q’ат = Qат — />176,58 — />·61,1= 163,02 МВAp
U’2 = U2 — Qат·Xt2 /U2=500 – 176.58·61,1/500 = 480,08 кВ
Uсн = U’2·220/500 = 220,84 кВ
Рн = 10 МВт
Ратс = Рпс — Рн = 156 – 10 = 146 МВт
Qатс = Ратс· tgφпс =146·tg(arccos(0.96))=42,58МВAp
Q’нн = Q’ат — Qатс = 163,02 – 42,58 =120,43 МВAp
Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2·Xtн2 = 113,29 МВAp
Uнн = (U’2 — Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500)= 9,48 кВ
Для повышения напряжения на низкой стороне ПС установим группу реакторовв конце 1-й линии.
Qат = Q2 – Qсис – 180·(U2/525)2=205,05– 28,47 – 163,26 = 13,32 МВAp
Q’ат = Qат — />13,32 — />·61,1= 7,33 МВAp
U’2 = U2 — Qат·Xt2 /U2=500 – 13,32·61,1/500 = 499,1 кВ
Uсн = U’2·220/500 = 229,6 кВ
Рн = 10 МВт
Ратс = Рпс — Рн = 156 – 10 = 146 МВт
Qатс = Ратс· tgφпс=146·tg(arccos(0.96))=42,58 МВAp
Q’нн = Q’ат — Qатс = 7,33 – 42,58 =-35,25 МВAp
Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2·Xtн2 = -35,82 МВAp
Uнн = (U’2 — Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500)= 10,65 кВ
Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двухСК типа КСВБО-50-11.
рн = 0,12; Кск = 650/100 тыс. руб.; З” = 0.02 тыс.руб./(МВт·ч)
аск = 0,088; τ = 4253 час; ΔРл1 =5,725МВт
приведенные затраты:
З = (аск + рн)·|Qнн|· Кск +ΔРл1· τ· З” = 542 тыс. руб.
Аналогично определим затраты для различных уровней напряжений, результатыпредставим в виде таблицы (приложение 4, табл. П4.2).
Как видно из таблицы П4.2 минимум затрат наблюдается при 500 кВ.
Произведём расчёт линии Л – 2. Учитывая посадку напряжения на линии,устанавливаем две группы реакторов 3×РОДЦ – 60.
Рл2 = Pсис — ΔРК2/2 = 140,2 –3,04/2 = 138,7 МВт
Qp = 180·(U2/525)2 = 180·(500/525)2= 163,3 МВАр
Q’л2 = Qсис + U22· Y2/2– 2·Qp = 28,47 + 5002·1,543·10-3/2 – 2·163,3 =-105,2 МВАр
ΔРл2 = />= 1,5 МВт
ΔQл2 = />13,85 МВAp
P’сис = Рл2 – ΔРл2 = 138,7 – 1,5 = 137,2МВт
Q’сис = Q’л2 – ΔQл2 = -105,2 – 13,85= -119,04 МВАр
Uсис = /> = 523,9 кВ
Q”сис = Q’сис + Uсис2· Y2/2= -119,04 + 523,92·1,543·10-3/2 = 93,15 МВAp
сosφсис = cos(arctg/>) = 0,827

Произведём проверку режима:
1)    UННдопmin = 10,45кВ
2)    UСН = 229,6≤ UСНдопmax= 253 кВ
3)    UГдопmin=14,96 кВ
 cosφгном = 0,97 > cosφгном = 0,852.4.3 Расчёт послеаварийногорежима
Вкачестве послеаварийного режима рассматриваем отключение одной цепи линии Л-1.
При этом по линии Л-1 протекает мощность P0 = 1020 МВт, чтобольше натуральной мощности линии 500кВ, поэтому принимаем напряжение в началелинии U1 = 1,05∙Uном = 525 кВ; учтём УПК (Х1(УПК)= 0,6·Х1)
Напряжение в конце линии Л-1 принимаем U2 = 500 кВ.
Параметры элементов схемы замещения:
ЛЭП 1: R1 = 15,49 Ом; Х1 = 149,665·0,6 = 89,8 Ом;
Y1 = 2,111·10-3 См ΔРК1 =8·510/1000 = 4,08 МВт
ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;
Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 =8·380/1000 = 3,04 МВт
Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5/4 = 22,375 Ом
Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом; Хtн2 =113,5/2 = 56,75 Ом
Z1 = R1 + jX1 = 15,49 + j89,8; |Z1|= 91,1 Ом
Y11 = Y12 = 1/|Z1| = 0.011
α11 = α12 =arcsin(R1/|Z1|)= arcsin(15,49/150,46) = 5.91º
δ1 = />19,86º
Q’л1 = U12· Y11·cos α11 — U1· U2 ·Y11·cos (δ1 — α12)= 144,4 МВар
Qл1 = Q’л1 — U12· Y1/2= 144,4 – 5252 ·92,11·10-3 /2 = -146,5 МВар
Р’л1 = Р0 — ΔРК/2 = 1020 – 4,08/2 =1018 МВт
Uг = /> =/> =15,563 кВ
сosφг = />=
=/>= 0,998
ΔРл1 = />59,4 МВт
ΔQл1 = />344,4 МВAp
P”л1 = Р’л1 – ΔРл1 = 1018 – 59,4 = 958,6МВт
Q”л1 = Q’л1 – ΔQл1 = 144,4 – 344,4= -200 МВАр
Р2 = P”л1 — ΔРК1/2 = 958,6 – 4,08/2= 956,5 МВт
Q2 = Q”л1 + U22· Y1/2= -200 + 5002·2,11·10-3 /2 = 63,9 МВAp
Pсис = Р2 – Рпс = 956,5 – 520 = 436,5МВт
Рат = Рпс = 520 МВт
Примем: Qсис = 100 МВAp
Qат = Q2 – Qсис =63,9 – (-100) = 163,9МВAp
Q’ат = Qат — />163,9 — />·30,55= 127,5 МВAp
U’2 = U2 – Q’ат·Xt2 /U2=500 – 127,5·30,55/500 = 492,2 кВ
Uсн = U’2·230/500 = 226,4 кВ
Рн = 10 МВт
Ратс = Рпс — Рн = 520 – 10 = 510 МВт
Qатс = Ратс· tgφпс =510·tg(arccos(0.96))=148,75МВAp
Q’нн = Q’ат — Qатс = 127,5 – 148,75 =-21,2 МВAp
Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2·Xtн2 = -21,3 МВAp
Uнн = (U’2 — Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500)= 10,5 кВ
Для выработки необходимой реактивной мощности предполагается установка двухСК типа КСВБО-50-11.
Произведём расчёт линии Л – 2.
Рл2 = Pсис — ΔРК2/2 = 436,5 –3,04/2 = 435 МВт
Q’л2 = Qсис + U22· Y2/2= -100 + 5002·1,543·10-3/2 = 92,9 МВАр
ΔРл2 = />= 9,6 МВт
ΔQл2 = />90,5 МВAp
P’сис = Рл2 – ΔРл2 = 435 – 9,6 = 425,4МВт
Q’сис = Q’л2 – ΔQл2 = 92,9 – 90,5 =2,4 МВАр
Uсис = /> = 491,1 кВ
Q”сис = Q’сис + Uсис2· Y2/2= 2,4 + 491,12·1,543·10-3/2 = 187 МВAp
сosφсис = cos(arctg/>) = 0,91
Произведём проверку режима:
1)    UННдопmin = 10,45кВ
2)    UСН = 226,4≤ UСНдопmax= 253 кВ
3)    UГдопmin=14,96 кВ
4)    cosφгном = 0,91 > cosφгном = 0,85
Рассчитанные основные рабочие режимы электропередачи требуют установкиУПК 40%, двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11, трех групп реакторов 3∙РОДЦ– 60 в начале линии 1, одной группы реакторов 3∙РОДЦ – 60 в конце линии 1и двух групп реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 2.2.4.4 Расчёт режима синхронизациина шинах промежуточной подстанции
В этомслучае линия головного участка электропередачи включена со стороны станции иотключена со стороны промежуточной подстанции. При этом приемная подстанцияпитается от приемной системы по второму участку электропередачи. Напряжение нашинах подстанции определяется обычным путем, исходя из того, что синхронизацияосуществляется в режиме максимальных нагрузок.
Рассчитаем участок электропередачи система – промежуточная подстанция.
Параметры схемы замещения:
ЛЭП 2: R2 = 12,155 Ом; Х2 = 114,31 Ом;
 Y2 = 1,153·10-3 См ΔРК2 =8·380/1000 = 3,04 МВт
Трансформатор ПС: Хt2 = 61,1/2 = 30,55 Ом; Хtн2 =113,5/2 = 56,75 Ом
Примем Р3 = 1,05·РПС = 546 МВт; Q3 = 0
Uсис = 510 кВ
Р”л2 = P3 — ΔРК2/2 = 546 – 3,04/2 =544,5 МВт
Q”л2 = U22· Y2/2 = 5002·1,543·10-3/2= 208,6 МВАр
Определим значение реактивной мощности, при которой напряжение U2не будет превышать 500 кВ.
Q”л2 =/>-13,3 МВАр
Устанавливаем в конце второй линии группу реакторов 3·РОДЦ-60
Qp = 180·(Uсис/525)2 = 180·(510/525)2= 169,8 МВАр
Q”л2 = Q”л2 – Qp = 208,6 – 169,8 = 38,7МВАр
ΔР”л2 = />= 13,9 МВт
ΔQ”л2 = />130.9 МВAp
Р’л2= Р”л2 – ΔР”л2 = 544.5 – 13,9 =530,6 МВт
Q’л2 = Q”л2 – ΔQ”л2 = 38,7 – 130,9= -92,2 МВАр
U2 = /> = 488,3 кВ
Далее проверим напряжения на НН и СН подстанции.
Рат = Р’л2 — ΔРК2/2 = 530,6 –3,04/2 = 529 МВт
Qат = Q’л2 + U22· Y2/2= -92,2 + 488,32·1,543·10-3/2 = 91,8 МВАр
Q’ат = Qат — />= 54,8МВАр
U’2 = />= 482,5 кВ
Uсн = U’2 ·230/500 = 222 кВ
Рн = 10 МВт
Ратс = Рат — Рн = 529 – 10 = 519 МВт
Qатс = Ратс· tgφпс =519·tg(arccos(0.96))=151,4МВAp
Q’нн = Q’ат — Qатс = 54,8 – 151,4 =-96,6 МВAp
Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2·Xtн2 = -98,9 МВAp
Uнн = (U’2 — Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500)= 10,46 кВ

Оставшийся дефицит реактивной мощности покрывают два синхронныхкомпенсатора установленных ранее.
Uнн = 10,46
Следовательно, режим допустим.
Теперь рассчитаем первый участок электропередачи.
Вторая цепь линии Л-1 отключена, на ГЭС в работе 1 генератор и 1 блочныйтрансформатор.
Для синхронизации необходимо чтобы напряжения на отключённом концеголовного участка и на шинах промежуточной подстанции были равны.
U2 = 488,3 кВ
U2 = U1/cos(β0∙L) = 525/cos(1,111∙10–3∙510) = 622,25 кВ
Для уменьшения напряжения на открытом конце головного участка ставимреакторы в конце головной линии.
Определим необходимое количество этих реакторов:
U1 = 525 кВ
Zc = /> Ом
β = Im/>= 1,111·10-3 рад/км
А = cos(β·L1) = 0,844
Аэ = 525/488,3 = 1,075
В = Zc ·sin(β·L1) = 150.45
Yртреб = (Аэ – А)/В = 1,538·10-3 См
Yр = 180/5252 = 6,531·10-4 См
N = Yртреб / Yр = 2,35
Т. о. устанавливаем две группы реакторов 3∙РОДЦ – 60.
Тогда
U2XX = /> = 504.7 кВ
Что неравно напряжению на шинах промежуточной подстанции, питающейся отсистемы, поэтому уменьшим напряжение в начале линии за счет регулированиявозбуждения генератора станции.
U2XX = /> = 490 кВ
Что равно напряжению на шинах промежуточной подстанции.
Определим возможность существования такого режима для генератора.
ЛЭП 1: R1 = 15,49 Ом; Х1 = 149,665Ом;
 Y1 = 2,111·10-3 См ΔРК1 =8·510/1000 = 4,08 МВт
Трансформатор ГЭС: Хt1 = 89,5 Ом
Qp = 180·(U2ХХ/525)2 = 180·(490/525)2= 147,9 МВАр
Q”л1 =2·Qp — U2ХХ2· Y1/2=2·147,9 — 4902·2,111·10-3/2 = 56,7 МВАр
Q’л1 =Q”л1 + (Q”л1/U’2XX)2·X1 = 58.9 МВAp
U1 = 510 кВ
Qл1 = Q’л1 – U12· Y1/2=58,9 — 5102·2,111·10-3/2 = -215,6 МВАр
Для уменьшения Uг ставим в начале головной линии группуреакторов 3∙РОДЦ – 60.
Qл1 = Qл1 + Qp = -215,6 + 147,9 = -67,7МВАр
Uг = /> = 15,132 кВ
Qг =Qл1 + (Qл1/U1)2·Xt1 = -66,3 МВAp
Iг = />= -2,53 А
Iгном = />= 9,531 А
Iг = 2,53 кА
Исследуем возможность самовозбуждения генератора.
Хс = (j·Y1/2)-1 = -j947.4 Ом
Хр = j·5252/Qр = j1864 Ом
Z1 = R1 + jX1 + Хс· Хр/(Хс+ Хр) = 15.49 – j1777 Ом
Zвнеш = Z1· Хс /( Z1+ Хс)= 1,87 – j618 Ом
Xd = j·1.31·5002/306 = 1070 Ом
Zвнносит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.
Т.к. Xd= 1070 Ом
Rвн  
X   />
Рис.2.5. Зоны самовозбуждения генератора2.3.5 Расчёт режима синхронизациина шинах передающей станции
В этомслучае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороныпромежуточной подстанции и отключена со стороны ГЭС.
/> 

Рис.2.6. Схема замещения электропередачи врежиме синхронизации на шинах передающей станции
ЗначенияU2, PC берем из предыдущего режима:
U2=488,3 кВ, PCИС=529 МВт
U1хх= U2/cos(β0∙ℓ)= 488,3 /cos(1,111∙10–3∙510) = 568,4 кВ.
Необходимо, чтобы U1хх≤ 525 кВ.
Для понижения напряжения на холостом конце головного участка ставим тамреакторы.
Zc = /> Ом
β = Im/>= 1,111·10-3 рад/км
А = cos(β·L1) = 0,844
Аэ = 488,3 / 525= 0,914
В = Zc ·sin(β·L1) = 150.45
Yртреб = (Аэ – А)/В = 4,646·10-4 См
Yр = 180/5252 = 6,531·10-4 См
N = Yртреб / Yр = 0,7
Т. о. устанавливаем группу реакторов 3∙РОДЦ – 60.
Тогда
U1XX = /> = 518,4 кВ
Qp = 180·(U1ХХ/525)2 = 180·(518,4/525)2= 175,5 МВАр
Q’л1 = U1ХХ2· Y1/2 — Qp=518,42·2,111·10-3/2 – 175,5 = 108,1 МВАр
Q”л1 =Q’л1 — (Q’л1/U1XX)2·X1 = 101,6 МВAp
Q2 = Q”л1 + 488,32· Y1/2 =101,6 — 488,32·2,111·10-3/2 = 353,3 МВАр
Pсис = Рпс = 529 МВт
Qсис = 91,8 МВAp
Qат = Q2 + Qсис =353,3 + 91,8 = 445,1МВAp
U’2 = 488,3 – Qат·Xt2 /488,3= 488,3 –445,1·30,55/488,3 = 459,9 кВ
Установим две группы реакторов 3∙РОДЦ – 60
Qат = Q2 + Qсис — Qp =353,3 +91,8 – 2·175,5 = 94,2 МВAp
U’2 = 488,3 – Qат·Xt2 /488,3= 488,3 –94,2·30,55/488,3 = 482,3 кВ
Uсн = U’2·220/500 = 221,8 кВ
Q’ат = Qат — />94,2 — />·30,55= 55,8 МВAp
Рн = 10 МВт
Ратс = Рпс — Рн = 529 – 10 = 519 МВт
Qатс = Ратс· tgφпс =519·tg(arccos(0.96))=151,4МВAp
Q’нн = Q’ат — Qатс = 55,8 – 151,4 =-95,5 МВAp
Qнн = Q’нн – (Q’нн/ U’2)2·Xtн2 = -97,8 МВAp
Uнн = (U’2 — Q’нн ·Xtн2 /U’2)·(10.5/500)= 10,49 кВ
Необходима установка двух СК типа КСВБ0-50-11.
Таким образом для обеспечения всех режимов необходима дополнительнаяустановка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторовтипа КСВБ0-50-11.
Таблица 2.1.
Размещение КУ Начало линии1 Конец линии1 ПС Начало линии2 Конец линии2 Режим НБ 3x3xРОДЦ-60/500 2 х КСВБ0-50-11 2 x3xРОДЦ-60/500 Режим НМ 2 x3xРОДЦ-60/500 1 x3xРОДЦ-60/500 2 х КСВБ0-50-11 2 x3xРОДЦ-60/500 Режим ПАВ 2 х КСВБ0-50-11 Синхронизация на шинах ПС 1 x3xРОДЦ-60/500 2 х КСВБ0-50-11 2 x3xРОДЦ-60/500 2 x3xРОДЦ-60/500 Синхронизация на шинах ГЭС 1 x3xРОДЦ-60/500 2 x3xРОДЦ-60/500 2 х КСВБ0-50-11
 
Выводы: спроектированаэлектропередача от строящейся ГЭС, мощностью 1020 МВт в энергосистему, имеющуюоперативный резерв 320 МВт, с промежуточной подстанцией, мощностью 520 МВт.Было выбрано два варианта электропередачи, удовлетворяющих условиям надежногоснабжения электроэнергией потребителей промежуточной подстанции, а так жеприемной системы, обеспечиваемых электроэнергией от ГЭС. Для этих двухвариантов выбрали номинальные напряжения и сечения проводов участковэлектропередачи, схемы электрических соединений передающей станции ипромежуточной подстанции. Затем из двух вариантов выбрали первый. Критериемопределения рационального варианта является минимум приведенных затрат (З1= 4800 тыс. руб. З2 = 6139 тыс. руб.). Для выбранной электропередачирассчитали основные режимы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшейпередаваемой мощности, послеаварийный. Так же рассчитали режимы синхронизациина шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции. В результатерасчета режимов получили, что для обеспечения всех режимов необходимадополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронныхкомпенсаторов типа КСВБ0-50-11.
3. РАЗВИТИЕ РАЙОННОЙЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
3.1. Анализ исходныхданных3.1.1Характеристика электрифицируемого района
Сеть будем проектировать в Западной Сибири. Данному региону соответствуетI район по гололёду и II по ветру. Регион находится в умеренном климатическомпоясе. Среднегодовое количество осадков от 400 до 1000 мм. Максимальная температура воздуха +43°С, минимальная -37°С. В регионе развиты такие отраслипромышленности как машиностроение, металлургия и металлообработка, легкая,химическая, строительных материалов и пищевая промышленности.3.1.2Характеристика потребителей
В соответствии с заданием на проектирование развития сети районнаяэлектрическая сеть будет обеспечивать шесть пунктов потребителейэлектроэнергии, которые характеризуются следующими данными:
— в пункте 1 содержится 50% потребителей – I категории, 30% — IIкатегории, 20% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пикнагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 79 МВт;
— в пункте 2 содержится 70% потребителей – I категории, 20% — IIкатегории, 10% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пикнагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 33 МВт;
— в пункте 3 содержится 40% потребителей – I категории, 30% — IIкатегории, 30% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пикнагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 20 МВт;
— в пункте 4 содержится 20% потребителей – I категории, 20% — IIкатегории, 60% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пикнагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 7 МВт;
— в пункте 5 содержится 10% потребителей – I категории, 40% — II категории,750% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузкиприходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 11 МВт;
— в пункте 6 содержится 25% потребителей – I категории, 25% — IIкатегории, 50% — III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пикнагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 25 МВт.
Во всехпунктах находятся промышленные предприятия и коммунальные потребители, частьпотребителей каждого из пунктов относится к I категории электроснабжения, длякоторых перерыв в электроснабжении допускается только на время автоматическоговосстановления питания, значит электроприемники должны питаться по двухцепнымлиниям.
Номинальноенапряжение вторичных сетей всех пунктов – 10 кВ.3.1.3Характеристика источников питания
Источником питания ИП1 является мощная узловая подстанция. Она имеетследующие классы напряжений :220 кВ, 110 кВ и 35 кВ. Рассматриваемая сетьпитается от напряжения класса 110 кВ.
В качестве источника питания ИП2 выступает мощная узловая подстанция500/110/10 кВ.

3.2 Потреблениеактивной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети3.2.1Определение потребной району активной мощности и энергии
Потребная мощность сети равна сумме максимальной зимней нагрузки и потерьмощности, которые составляют примерно 5 % от суммарной максималь-ной зимнейнагрузки.
/> 
По заданным графикам нагрузки найдем суммарную зимнюю максимальную активнуюмощность нагрузки путем графического суммирования нагрузки каждого пункта (см.приложение 5).
Наибольшая мощность 139 МВт с 8 до 12 часов.
Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней. Аналогичнополучим суммарный график нагрузки для лета (см. приложение 5).
Наименьшая мощность 30,5 МВт с 20 до 4 часов.
Принимаем график активной мощности источника питания ИП1 равной значениюРИП сети до реконструкции, наибольшая мощность ИП1:
РИП1 = 90,6 МВт
Рассчитаем наибольшую активную мощность балансирующего источника питанияИП2(без учета потерь):
РИП2 = Р∑Зmax – РИП1 = 139 – 90,6= 48,4 МВт
Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего илетнего потребления с учётом числа суток:

/>
Полученные результаты сведем в таблицу 3.1.
Таблица 3.1
Годовое потребление электроэнергии№ пункта 1 2 3 4 5 6
Wзим, МВт/> 1074 501,6 272 106,4 149,6 340
Wлет, МВт /> 537,2 250,8 136 523,2 74,8 170
Wгод, МВт /> 303500 141700 76840 30060 42260 96050 3.2.2 Составлениебаланса реактивной мощности
Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивноймаксимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в линиях, потерьреактивной мощности в трансформаторах, за вычетом зарядной мощности линий.
/> ,
где /> - потребная реактивная мощность,
 /> - суммарная реактивная максимальная мощностьнагрузки,
 /> - потери реактивной мощности в линиях,
 /> - потери реактивной мощности втрансформаторах,
 /> - зарядные мощности линий.
/>
Найдем потери реактивной мощности в трансформаторах, которые составляют10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки. Максимальная полнаямощность – в период с 8 до 12 часов:
/>
/>
Найдем суммарную максимальную зимнюю реактивную мощность нагрузки, путемграфического суммирования графиков нагрузки каждого пункта (см. приложение 5).
Наибольшая мощность 60,52 Мвар с 8 до 12 часов.
Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней. Аналогичнополучим суммарный график нагрузки для лета (см. приложение 5).
Наименьшая мощность 14,03 Мвар с 20 до 4 часов.
Тогда получим:
/>
/>
Реактивной мощности, вырабатываемой системой, недостаточно для покрытияпотребности потребителей, поэтому на всех пунктах необходима установкакомпенсирующих устройств.
/>
Размещение КУ производим по условию равенства cosφ у потребителей.
Найдем cosφср. взв
 
/>
Таблица 3.2
Расчет желаемой реактивной мощности впунктах№ пункта №1 №2 №3 №4 №5 №6
/> 0,456 0,484 0,456 0,426 0,484 0,426
/> 40 33 20 7 11 25
/> 24,9 10,94 6,06 1,91 3,65 7,133
Подберём необходимое число компенсирующих устройств для каждого пункта.Количество батарей должно быть кратным двум, лучше четырём.
Новое значение реактивной мощности и cosφ:
/>
Расчет сведем в таблицу П5.5 (приложение 5).

3.3 Конфигурация,номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основногоэлектрооборудования сети 3.3.1 Составление рациональных вариантов схем сети
Составим несколько вариантов схем развития сети, для каждого из вариантовнайдём суммарную длину воздушных линий электропередач.
Схема должна быть надежной, гибкой, приспособленной к разным режимамраспределения мощности, возникающих в результате изменений нагрузокпотребителей, а также при плановых и аварийных отключениях.
Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраныокружающей среды.
Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети являетсявозможность её построения из унифицированных элементов – линий и подстанций.
Исходя из этих требований рассмотрим два варианта развития сети (рис. см.в приложении 6).3.3.2Предварительный выбор напряжения
Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, вселинии должны быть двухцепные (N = 2).
Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий. Выборбудем производить по формуле Илларионова Г. А.:
/>
Произведем выбор напряжения линий для вариантов схем сети. Результатпредставим в виде таблицы П6.1 (приложение 6).
Таким образом, в данном варианте развития существующие линии сохраняютсвой класс напряжения, а вновь сооружаемые имеют 110 кВ.
Для второго варианта линии 1-2, ИП1-2, ИП1-3, 1-4, ИП2-1 такие же как и впервом варианте. Следовательно рассмотрим линии 1-5 и 5-6. (таблица П6.2,приложение 6).
Таким образом, получили, что необходим перевод линии 1-5 с 35 на 110 кВ.Новая линия 5-6 имеет 110 кВ.3.3.3Выбор сечений проводов
Критерием для выбора сечений проводов воздушных линий является минимумприведенных затрат. Выбор сечений проводов производится на основе методаэкономических токовых интервалов в зависимости от напряжения, расчетной токовойнагрузки, материала и цепности опор.
Район по гололеду: I
Тип опор: ВЛ–110 кВ – железобетонные (Ж/Б), ВЛ–35 кВ – стальные.
Число цепей: N = 2
Находим расчетную токовую нагрузку:
/>
Выбираем сечение провода по таблице 7.8 [2]:
Выбранное сечение провода необходимо проверить по трем условиям:
/>
/>
/>
/>
/>
Произведем выбор проводов для всех линий, а так же проверим их по тремусловиям. Результаты сведем в таблицу (см. приложение 7).
Аналогично для второго варианта (см. табл. П7.2, приложение 7).3.3.4Выбор трансформаторов у потребителей
Выбор трансформаторов двухтрансформаторных подстанций определяетсяаварийным режимом трансформатора. Мощность необходимо выбрать такой, чтобы привыходе из строя одного из них, оставшийся трансформатор мог обеспечивать, сдопустимой аварийной перегрузкой 40% в течение 5 суток длительностью не более 6часов в сутки, бесперебойное электроснабжение потребителей.
Все подстанции – двухтрансформаторные.
Найдем полную максимальную мощность, протекающую через трансформатор:

/>
Выбираем трансформатор с РПН (регулированием напряжения под нагрузкой).Сначала на нагрузочную способность проверяем трансформатор с ближайшей меньшейк SТР.РАСЧ. мощностью.
Найдем эквивалентную начальную нагрузку:
/>
Найдем эквивалентную нагрузку для периода перегрузки.
/>
По таблице 1.36 [3] для данной системы охлаждения при заданнойтемпературе окружающей среды в послеаварийном режиме находим К2доп,если К2доп
Тогда проверяем по нагрузочной способности трансформатор со следующей пошкале мощностью.
Проверим возможность использования трансформатора ПС1 ТРДН-40000/110, атак же выберем трансформатор ПС6 и ПС5 во 2-м варианте (замена трансформатора35 кВ на 110 кВ). Расчет представлен в приложении 8.
3.3.5Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта
В предыдущих пунктах для двух вариантов схем было выбрано номинальноенапряжение линий, сечения проводников и трансформаторы у потребителей. Длядальнейшего выбора одного варианта из двух, необходимо провести ихтехнико-экономический расчёт. Наиболее рациональным будет вариант с минимумом приведенныхзатрат.
Рассмотрим только вновь сооружаемую часть схемы: ВЛ6, ВЛ7, ПС6, а так жеучтем изменения в существующей схеме: ПС1(ОРУ ВН и трансформаторы), ВЛ5 и ПС5(перевод линии и подстанции с 35 кВ на 110 кВ во втором варианте).
/>
Выполнив расчеты получили:
З1 = 0,12·2653 + 222,63 = 541 тыс. руб.
З2 = 0,12·2715 + 263,1 = 589 тыс. руб.
Подробно результаты расчета представлены в приложении 9.
Оценим разницу в %: |З1 – З2| / З1 =(589-541) /541 = 0,089 = 8,9%
Разница в затратах двух вариантов составляет более 5%, значит длядальнейшего рассмотрения выбираем вариант 1.
3.4 Расчёты параметровосновных режимов работы сети 3.4.1 Составление схемы замещения и определение еёпараметров
Расчётная схема электросети составляется из схем замещения линийэлектропередачи, трансформаторов, автотрансформаторов, реакторов, батарейконденсаторов.
В подразделе 3.3 выполнено технико-экономическое сравнение выбранныхвариантов сети и вариант 1 принят как лучший для дальнейших расчётов.
Дальнейший расчёт ведём для варианта 1.
/> , где
N-число цепей линии, Ro (Ом/км) -погонное активное сопротивление линии,
Хо (Ом/км) — погонное индуктивное сопротивление линии,
Во (См/км 10-4) — погонная проводимость линии,
L(км)-длина линии
При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивлениенеобходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза.

/>
Рис.3.1 Схема замещения электрической сети3.4.2Расчет и анализ режима наибольших нагрузок
Расчеты режимов электрических сетей выполняются для определения:
1)загрузки элементов сети, соответствия пропускнойспособности сети ожидаемым потоком мощности;
2)сеченийпроводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;
3)уровня напряжения в узлах и элементах сети имероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах; потерьмощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективностиспособов снижения потерь;
При анализе ожидаемых в перспективе установившихсярежимов следует различать расчетные длительные (регулярные) потоки мощности посети, которые могут иметь место в нормальных режимах работы энергосистем, ирасчетные максимальные (нерегулярные) потоки, определяемые случайнымиотклонениями от нормальных режимов.
На формирование потоков реактивной мощности кромефакторов, определяющих потоки активной мощности, значительное влияние оказываютпотери реактивной мощности в сети и зарядная мощность линии. Обычнорассматриваются следующие режимы работы:
1) Режим наибольших нагрузок;
2) Режим наименьших нагрузок;
3) Послеаварийные режимы:
а) Отключение одной цепи наиболее загруженной линии врежиме зимнего максимума
б) Отключение одного из двух трансформаторов(наиболее мощного) в режиме зимнего максимума.
Расчёт режимов электрической сети произведём спомощью ЭВМ программой RUR (E\RUR\rur.exe).
Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе взимний период.
Исходные данные для расчета рекомендуется подготовить в следующейпоследовательности:
1. Составить граф электрической сети (рис.3.12).
 2. Параметры узлов, параметры ветвей оформить в видетаблиц.
 Ввод исходных данных производится следующим образом.Создается единая информационная база данных, где под каждый элемент отводитсясвоя унифицированная форма записи.
Форма записи для узлов:
Номер узла, код узла (признак задания исходныхданных) Uo, P; Q.
 Код= | 3, исходные данные (Р,Q);
 | 2, введение дополнительного узла, исходные данные(δ,Q)
 | 1, опорные узлы, исходные данные (U, Р);
 | 0, балансирующий узел совмещен с базисным,исходные данные(U,δ)
Uо[кВ] — либо номинальное напряжение, либонапряжение, которое будет задаваться.
Р[МВт], Q[Мвар] — активная и реактивная мощностьнагрузки или генерации в узлах.
Форма записи для ветвей:
Номера начала и конца ветви, R, Х [Ом] — соответственно активное и реактивное сопротивление ветви; G, В [мкСм] — соответственно действительная и мнимая составляющая поперечной проводимости(для ВЛЭП задается на всю длину), Кт и />-модуль и аргументкоэффициента трансформации.
Для линий электропередачи используется II-образнаясхема замещения, а для трансформаторных ветвей – Г-образная схема замещения.
Проводимости G и В тpaнcфopмaтоpа приводятся кнапряжению начала ветви, сопротивления R и Х — к напряжению конца ветви.Началом трансформаторной ветви является низшее напряжение Кт=Ui/Uj. Признаквоздушной ЛЭП (ВЛЭП) Кт=0. Для ВЛЭП В0 — индуктивный характер.
В расчетной схеме узлы нумеруются в произвольнойпоследовательности, начиная с первого. Базисному узлу присваивается наибольшийномер.
Результаты расчета и исходные данные для режима наибольших нагрузокприведены в таблицах приложения 10.
Анализ режима наибольших нагрузок: Получили во всех пунктах напряжение употребителя меньше требуемого ПУЭ U=10.5кВ. Следовательно, необходимопроизводить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. Выбранныепровода всех линий проходят по допустимым токам. Распределение токов имощностей по проводам линий представлено в таблице.
Таблица 3.3 Анализ режима наибольшихнагрузокЛиния W1 W2 W3 W4 W5 W6 W7 U, кВ 110 110 110 35 35 110 110 Марка провода АС-120/19 АС-150/24 АС-70/11 АС-70/11 АС-95/16 АС-95/16 АС-120/19
Iдоп, А 390 450 265 265 330 330 390 Данные расчета режима на ЭВМ Р, МВт 55,6 31,4 20,4 7,5 6,9 25,8 51,2 I, А 356 365 108 128 117 142 379 3.4.3Расчет и анализ режима наименьших нагрузок
Для режима наименьших нагрузок необходимо рассматривать минимальнуюнагрузку в системе в летний период. Считаем, что в летний период всекомпенсирующие устройства отключены.
Результаты расчета и исходные данные для режима наименьших нагрузокприведены в в приложении 10.
Анализ режима наименьших нагрузок: Получили в первом, третьем, четвёртом,пятом пунктах напряжение у потребителя больше требуемого ПУЭ U=10кВ, а вовтором – меньше требуемого. Следовательно, необходимо производить регулировкунапряжения у потребителя с помощью РПН. Выбранные провода всех линий проходятпо допустимым токам. Распределение токов и мощностей по проводам линийпредставлено в таблице.
Таблица 3.4
Анализ режима наименьших нагрузокЛиния W1 W2 W3 W4 W5 W6 W7 U, кВ 110 110 110 35 35 110 110 Марка провода АС-120/19 АС-150/24 АС-70/11 АС-70/11 АС-95/16 АС-95/16 АС-120/19
Iдоп, А 390 450 265 265 330 330 390 Данные расчета режима на ЭВМ Р, МВт 11,3 18,2 2 1,4 2,3 2,5 11,2 I, А 71 104 13 26 41 15 94
3.4.4Расчет и анализ послеаварийного режима
а) Пусть произошло отключение одной цепи на наиболее загруженной линии ВЛИП1–2. Т.к. ПС2-ответвительная, то произойдёт отключение и одной цепи на линииВЛ2–1.При этом оба трансформатора подстанции №1 остаются в работе,следовательно, изменятся только параметры линии ВЛ ИП1-2, ВЛ 2-1.
Результаты расчета и исходные данные для послеаварийного режима (ЛЭП)приведены в приложении 10.
Анализ: при отключении одной цепи наиболее загруженной линии получили вовсех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭU=10,5кВ.Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения употребителя с помощью РПН.
Таблица 3.5
Анализ режима аварийного отключения однойцепи наиболее загруженной линииЛиния W1 W2 W3 W4 W5 W6 W7 U, кВ 110 110 110 35 35 110 110 Марка провода АС-120/19 АС-150/24 АС-70/11 АС-70/11 АС-95/16 АС-95/16 АС-120/19
Iдоп, А 390 450 265 265 330 330 390 Данные расчета режима на ЭВМ Р, МВт 57,2 20,4 20,4 7,5 6,9 25,8 59,9 I, А 342 229 108 130 119 144 383
Таким образом, при выходе из работы одной цепи, вторая цепь позволяетдальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества электроснабжения(хотя и при падении надёжности).
б) Отключение самого мощного трансформатора ТДТН – 63000/110 подстанции№1 в режиме наибольших нагрузок, тогда параметры трансформатора изменятсяследующим образом: сопротивления обмоток увеличатся в два раза, а потерихолостого хода уменьшатся в два раза:
Результаты расчета и исходные данные для послеаварийного режима (трансформатор)приведены в приложении 10.
Анализ: при отключении одного самого мощного трансформатора ТДТН –63000/110 подстанции №1 мы получили во всех пунктах напряжение у потребителяменьше требуемого ПУЭ U=10,5кВ. Следовательно, необходимо производитьрегулировку напряжения у потребителя с помощью РПН.
Таблица 3.6
Анализ режима отключения наиболее мощноготрансформатораЛиния W1 W2 W3 W4 W5 W6 W7 U, кВ 110 110 110 35 35 110 110 Марка провода АС-120/19 АС-150/24 АС-70/11 АС-70/11 АС-95/16 АС-95/16 АС-120/19
Iдоп, А 390 450 265 265 330 330 390 Данные расчета режима на ЭВМ Р, МВт 55,8 60,4 20,4 7,5 7 25,8 51,4 I, А 368 394 108 132 121 142 382
Таким образом, при выходе из работы одного трансформатора, второйпозволяет дальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества электроснабжения(хотя и при падении надёжности).
3.5 Регулированиенапряжения сети
Для того, чтобы выдержать необходимые напряжения на приёмниках, ПУЭпредписывается регулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которымприсоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок и впослеаварийном режиме напряжение должно быть не ниже 105% номинального, а впериод наименьших – не выше 100% номинального.
Для регулирования напряжения применяем трансформаторы с регулированиемпод нагрузкой (РПН). Выберем необходимое число отпаек РПН трансформатора длясоответствующего режима. Результаты регулирования представлены в приложении 11.
Таблица 3.7
Параметры трансформаторов
Марка
трансфор-матора
ТДТН-
63000/110 ТРДН-25000/110 ТДН — 16000/110 ТМН — 6300/35
ТМН –
10000/35
UномВН, кВ 115 115 115 35 36,75
UномНН, кВ 10,5 10,5 11 11 10,5
UномСН, кВ 38,5
ΔUрег, % ±9×1,78 ±9×1,78 ±9×1,78 ±6×1,5 ±9×1,3 Е, % 5 5 5 10
При этом коэффициент трансформации считается по формуле:
/>
X-шаг(отпайка) изменения напряжения с помощью РПН, n-количество отпаек.
Изменённый коэффициент трансформации вводится для повторного расчётарежима на ЭВМ.
Таблица 3.8
Результаты расчёта установившегося режимапосле регулирования НБ НМ ПАВ1 ПАВ2 п1 10,5 9,9 10,5 10,6 п2 10,4 10,1 10,7 10,8 п3 10,6 10,0 10,5 10,6 п4 10,8 10,1 10,3 10,3 п5 10,5 10,0 10,7 10,4 п6 10,6 9,9 10,4 10,5

Вывод: дана краткая характеристика исходных данных районной электрическойсети. В ходе работы была определена потребная району мощность, величина которойравна 139 МВт, составлен баланс активной и реактивной мощности. С учётомгеографического положения пунктов были составлены рациональные варианты схемыразвития сети. Для выбранных схем были предварительно определены напряжения длялиний по формуле Г.А.Илларионова, далее выбрали (проверили): сечения проводов,трансформаторы у потребителей. Затем произвели технико-экономическое сравнениевариантов схем, оценив для каждого капиталовложения и издержки, по результатамкоторого выбрали наиболее рациональный вариант. Для выбранного варианта схемыбыла составлена схема замещения, и произведён расчет её параметров. Далееосуществили расчёт и анализ режима наибольших нагрузок, наименьших нагрузок ипослеаварийного режима. В этих трёх режимах значения напряжений у потребителейоказались отличными от требуемых ПУЭ (для режима наибольших нагрузок ипослеаварийных режимов оно составляет 10,5кВ, для режима наименьшихнагрузок-10кВ), что было отрегулировано с помощью РПН.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
4.1 Линия электропередачи500 кВ
Порядок выполнения расчётов:
1. Определяются капитальные вложения. Капитальные вложения подсчитываютсяпо укрупненным показателям или по другим материалам.
2. Определяются ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт сети.
3. Вычисляются ежегодные издержки на возмещение потерь электроэнергии.
4. Определяется себестоимость передачи 1кВт·ч электроэнергии.
В процессе проектирования электропередачи была выявлена необходимостьустановки дополнительных устройств:
Двух СК КСВБ-50/11,
9 групп реакторов 3хРОДЦ-60/500
Учтём эти устройства при расчёте кап. вложений вэлектропередачу.
З = Ен·Кå + Иå
Кå = Кл1+ Кл2 + КГЭС + КП/СТ
1) Кл1= 2·к0(300))· ℓ1 = 2·49,3∙510 = 50286 тыс.руб.
2) Кл2= к0(300))· ℓ2 = 49,3∙380 = 18734 тыс. руб.
3) КГЭС= Корувн + Ктр +Кпч
 Корувн= 9·260 = 2340 тыс. руб.
 Ктр= 4∙493 = 1972 тыс. руб.
 Кпч= 4100 тыс. руб.
 КГЭС= 2340 + 1972+ 4100 = 8412 тыс. руб.
4) КП/СТ= КОРУ ВН + КОРУСН + КТР + Кпч + ККУ
КОРУВН = 260∙6 =1560 тыс. руб.
КОРУ СН = 110∙8 =880 тыс. руб.
КТР= 2∙1260 = 2520 тыс. руб.
Кпч= 4100 тыс. руб.
ККУ= КР + КСК
ККУ= 380∙9 + 1150 = 4570 тыс. руб.
КП/СТ= 1560 + 880 + 2520 + 4100 + 4570 = 13630 тыс. руб.
Тогда Кå = 50286+18734+ 8412 + 13630 = 91062 тыс. руб.
Иå =Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р. = Иå а.о.р.вл + Иå а.о.р.ору вн ГЭС +Иåа.о.р.п/ст
Иå а.о.р.вл =0,028·(50286 +18734)= 1932,6 тыс. руб.
Иå а.о.р. ГЭС =0,078·8412 = 656,1 тыс. руб.
Иå а.о.р.п/ст =0,084∙13630 = 1145 тыс. руб.
Иå а.о.р = 1932,6+ 656,1 + 1145 = 3733,7 тыс. руб.
ИпотериээΣ = Ипотери ээВЛ + Ипотериээтр
 
1)Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:
 а) в линии1:
ΔWл1= ΔРл1· τ л1 · α t, где αt, = 1
 ΔPл1= (S2мах/ U2ном )∙Rл= 10592 /5002 ·0,034·510/2 = 29 МВт
 Wгод= 5,843∙106 МВт·ч
 Тмах= Wгод/Рмах = 5,843∙106/1020 =5728 час.
 τ л1=(0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час
 ΔWл1= 29 · 4253 = 123300 МВт·ч
 ΔWкорл1 = 2∙70∙510 = 70000 кВт·ч
 ЗI= 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
 ИпотериээВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкорл1 = 2∙10-2∙123300+ 1,75∙10-2∙70= 2467 тыс. руб.
 б) в линии2:
 ΔWл1= ΔРл1· τ л1 · α t, где αt, = 1
 ΔPл1= (S2мах/ U2ном )∙Rл= 519,22 /5002 ·0,034·380 = 21,6 МВт
 Wгод= 5,843∙106 МВт·ч
 Тмах= Wгод/Рмах = 5,843∙106/1020 =5728 час.
 τ л1=(0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час
 ΔWл1= 21,6 · 4253 = 91865 МВт·ч
 ΔWкорл1 = 2∙70∙380 = 53200 кВт·ч
 ЗI= 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
 ИпотериээВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкорл1 = 2∙10-2∙91865+ 1,75∙10-2∙53,2=
 1838 тыс.руб.
Тогда ИпотериээВЛ = Ипотери ээВЛ1 + Ипотери ээВЛ2 =2467 + 1838 =4305 тыс. руб.
2)Определимиздержки на потери энергии в трансформаторах
 а) втрансформаторах ГЭС 500/10:
Ипотериээтр = ЗI∙ΔРк.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τт + ЗII∙ΔРх.х ·8760
Ипотериээтр = 2∙10-2∙/>∙0,121(2346./1251)2∙4129,6+ 1,75∙10-2∙4∙0,42 ·8760 =
365,32 тыс.руб.
б) втрансформаторах промежуточной подстанции 500/220/10:
Ипотериээтр п/ст = ЗI∙ΔРк.з(Sнг.мах./Sном.т)2.τт + ЗII∙ΔРх.х ·8760
Ипотериээтр п/ст = 2∙10-2∙1/6∙0,49∙(536·./1002)2∙4129,6+ 1,75∙10-2∙6∙0,15 ·8760 =139,9 тыс. руб.
Ипотериээтр = Ипотери ээтр ГЭС + Ипотериээтр п/ст = 365,32 + 139,9 = 505,22 тыс. руб.
ИпотериээΣ = Ипотери ээВЛ + Ипотериээтр = 4305 + 505,22 = 4810,22 тыс. руб.
И∑= И∑а.о.р.+ И∑потери ээ
И∑= 3733,7 + 4810,22 = 8543,92 тыс. руб.
И тогдаокончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:
З = Ен·Кå + Иå
З = 0,12·91062+ 8543,92 = 19471,36 тыс. руб.
Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети: С = Иå /Wгод
С = 8543,92 /5,843∙106 = 1,46 руб./МВт·ч = 0,146 коп/кВт∙ч
4.2 Районная электрическаясеть
Аналогичные расчеты выполняем для районной сети. Расчеты представим ввиде таблиц.
Таблица 4.1
Капиталовложения в линииВЛ Провод Длина, км U, кВ
К0тыс. руб./км К, тыс. руб.
КΣ, тыс. руб. 1-2 АС-120/19 24 110 15,3 367,8 5616 ИП1-2 АС-150/24 45,8 110 22 1007 ИП1-3 АС-70/11 43,3 110 17,8 771,5 1-4 АС-70/11 43,3 35 20,19 871,1 1-5 АС-95/16 45,8 35 20,1 920 1-6 АС-70/11 48 110 17,8 855,9 ИП2-1 АС-120/19 53,7 110 15,3 822,5

Таблица 4.2
Расчет капиталовложений в подстанции№ пс 1 2 3 4 5 6 Схема ОРУ ВН 110 – 12 110 – 4 110 – 4 35 – 4Н 35 – 4Н 110-4 Схема ОРУ СН 35-9 - - - - -
КОРУ ВН тыс.руб 350 36,3 36,3 18 18 36,3
КОРУ СН, тыс.руб 63 - - - - - Марка трансформатора
ТДТН-
63000/110 ТРДН-25000/110 ТДН — 16000/110 ТМН — 6300/35
ТМН –
10000/35 ТДН — 16000/110
Кт, тыс.руб 218 168 126 61 134 126
Кп.ч тыс.руб 320 130 130 70 70 130
Кпс, тыс.руб 951 334,3 292,3 149 222 292,3
КпсΣ, тыс руб 2244
Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:
КΣ = Кл + Кпс = 5616 + 2244 = 7860тыс. руб.
Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110, двухтрансформаторов 35 кВ, двух ячеек выключателей 35 кВ с ОРУ СН пункта 1, линии35 кВ (при реконструкции сети).
КвозврТ110 = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.
КвозврТ35 = 83,6·(1 – 3,5·25/100) = 10,45 тыс. руб.
КвозврQ35 = 9·2·(1 – 3,5·25/100) = 2,25 тыс. руб.
КвозврВЛ35 = 920·(1 – 2·25/100) = 460 тыс. руб.
КвозврΣ = 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тыс. руб.
Тогда КΣ = 7860 – 501,95 = 7358 тыс. руб.
Найдем суммарные издержки.
Иа.о.р.ВЛ = АЛ·КЛ = 0,028·5616 = 157тыс. руб.
Иа.о.р.ПС = АПС·КПС = 0,094·2244 = 211тыс. руб.
ИΣа.о.р. = Иа.о.р.ВЛ + Иа.о.р.ПС =157 + 211 = 368 тыс. руб.
Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах
Таблица 4.3
Расчет потерь электроэнергии в линияхЛинии 1-2 ИП1-2 ИП1-3 1-4 1-5 1 – 6 ИП2 – 1
Рmax, МВт 53,8 70,6 20 7 11 25 54
Wгод, МВт.ч 206700 303200 76840 30060 42260 96050 245900
Тмах, ч 3842 4294 3842 4294 3842 3842 4553 Время потерь ч/год 2262 2683 2262 2683 2262 2262 2940
Smax, Мвар 54,4 71,5 20,3 7,1 11,135 25,3 54,6 R, Ом 3 4,5 9,3 9,3 7 10,3 6,7
Uном, кВ 110 110 110 35 35 110 110
Рл, МВт 0,73 1,91 0,31 0,38 0,71 0,544 1,651
Wгод.л, МВт ч/год 1658 5131 712 1024 1604 1232 3735
Таблица 4.4
Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах№ пункта 1 2 3 4 5 6
Рмах, МВт 79 33 20 7 11 25
Wгод, МВт.ч 303500 141700 76840 30060 42260 96050
Тмах, ч 3842 4264 3842 4264 3842 3842 Время потерь ч/год 2262 2683 2262 2683 2262 2262
Рхх, МВт 0,056 0,027 0,019 0,0092 0,0145 0,019
Рк, МВт 0,29 0,12 0,085 0,0465 0,06 0,085
Sном.тр, МВА 63 25 16 6,3 10 16
ΔWгод т, МВт 1842 819 514 252 346,7 610,2
ΔWГОД.ВЛ =Σ ΔWгод.вл – годовыепотери энергии во всех линиях
ΔWГОД.Т =Σ ΔWгод.т – годовые потериэнергии во всех трансформаторах
ΔWГОД = ΔWГОД.ВЛ + ΔWГОД.Т– суммарные годовые потери энергии
ΔWГОД.ВЛ =15100 МВт·ч/год
ΔWГОД.Т = 4400 МВт·ч/год
ΔWГОД = 15100 + 4400 = 19500 МВт·ч/год
Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп = 0,01тыс.руб/МВт·ч
ИΣпотерь = 0,01·19500 = 195 тыс. руб.
ИΣ = 368 + 195 = 583 тыс. руб.
Расчёт себестоимости передачи электроэнергии выполним по формуле:
/>
Вывод: В данной главе определили технико-экономические показателиэлектропередачи: для линии СВН и для районной сети. Были приведены полныекапиталовложения, полные ежегодные издержки, расчёт себестоимости передачиэлектроэнергии, которая составила 1,46 руб за МВт·час для линии 500 кВ и 0,844руб за МВт·час для районной сети.
5. МЕРОПРИЯТИЯ ПООБЕСПЕЧЕНИЮ ТРЕБОВАНИЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРИ ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХИСПЫТАНИЯХ ИЗОЛЯЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
 
5.1 Назначение и существующие методыпрофилактических испытаний изоляции действующих воздушных линий электропередачи
За состоянием изоляторов ведутся наблюдения приосмотрах линий, при верховых осмотрах линий под напряжением, при верховыхревизиях отключенных линий; производятся периодические замеры распределения потенциалапо гирлянде для фарфоровых изоляторов с помощью измерительной штанги с цельювыявления «нулевых» и дефектных изоляторов.
Характер распределения потенциала по гирлянде с хорошими изоляторамиможет быть представлен в виде графика (рис. 5.1), где по оси абсцисс отложеноколичество изоляторов в гирлянде, начиная от траверсы и кончая изолятором упровода, а по оси ординат — напряжения, приходящиеся на каждый элемент. Изграфиков видно, что распределение потенциала по гирлянде неравномерное: поднаибольшим напряжением находится изолятор у провода; к середине гирляндынапряжение, приводящееся на каждый элемент, падает, а к траверсе вновьначи-нает возрастать. Существуют таблицы распределения напряжения по изоляторамв гирляндах для линий 35 – 500 кВ и нормы отбраковки.

/>
рис. 5.1. График распределение напряженияпо гирлянде 110 кВ
Производя замер напряжения, приходящегося на каждыйэлемент испытуемой гирлянды, и сравнивая его с нормами отбраковки, можно судитьо качестве изоляторов. При этом бракуются те изоляторы, которые выдерживаютменее 50% значения напряжения, указанного в таблице. Для замеров напряженияиспользуют штангу с переменным искровым промежутком.
Более простым методом замера изоляторов являетсяотбраковка только «нулевых» изоляторов или близких по своему состоянию к«нулевым» при помощи штанги с постоянным искровым промежутком («жужжащей»штанги). Величина искрового промежутка в этом случае устанавливается понапряжению, равному 2 кВ, а поэтому отбраковываются изоляторы, которыевыдерживают напряжение 2 кВ и ниже. Наличие искры между электродами разрядникав этом случае свидетельствует о годности изолятора. Если же искры и треска нет,следовательно, изолятор бракуется и подлежит замене.
Таким образом, применяя головку штанги с постояннымискровым промежутком, мы не выявим те неполноценные изоляторы, которыевыдерживают менее 50% положенного для этого элемента напряжения, посколькунапряжение на нем выше 2 кВ и «жужжащая» штанга этот неполноценный изолятор невыявит.
Преимуществами штанги с постоянным искровымпромежутком являются ее простота и более высокая производительность труда приконтроле изоляторов.
Для контроля изоляторов в натяжных гирляндах анкерныхопор линий 500 кВ разработана и применяется ползунковая штанга.
В тех случаях, когда по условиям техники безопасностинельзя произвести контроль изоляторов штангами, могут применяться схемы дляконтроля изоляторов повышенным напряжением 50 кВ от постороннего источникапитания на отключенных и заземленных линиях. Эти схемы ввиду сложности игромоздкости не нашли широкого распространения.
Чаще в этих случаях применяют мегаомметр на 2,5 кВ,которым измеряют сопротивления изоляции при сухой поверхности изолятора наотключенной и заземленной линии. Изоляторы, имеющие сопротивление менее 300МОм, подлежат замене.
Контроль линейной изоляции штангами производится впервый год эксплуатации и в дальнейшем не реже 1 раза в 6 лет. В отдельныхслучаях из-за плохого качества изготовления изоляторов указанные срокиприходится сокращать в зависимости от результатов предыдущих измерений.
5.2 Испытание изоляциимегаомметром
1) Измерения мегаомметром в процессе эксплуатацииразрешается выполнять обученным работникам из числа электротехническогоперсонала. В электроустановках напряжением выше 1000 В измерения производятсяпо наряду, в электроустановках напряжением до 1000 В — по распоряжению.
В тех случаях, когда измерения мегаомметром входят всодержание работ, оговаривать эти измерения в наряде или распоряжении не требуется.
Измерять сопротивление изоляции мегаомметром можетработник, имеющий группу III.
2) Измерение сопротивления изоляции мегаомметромдолжно осуществляться на отключенных токоведущих частях, с которых снят зарядпутем предварительного их заземления. Заземление с токоведущих частей следуетснимать только после подключения мегаомметра.
3) При измерении мегаомметром сопротивления изоляциитоковедущих частей соединительные провода следует присоединять к ним с помощьюизолирующих держателей (штанг). В электроустановках напряжением выше 1000 В,кроме того, следует пользоваться диэлектрическими перчатками.
4) При работе с мегаомметром прикасаться ктоковедущим частям, к которым он присоединен, не разрешается. После окончанияработы следует снять с токоведущих частей остаточный заряд путем ихкратковременного заземления.
5.3 Требования к конструкции штанг по условиямтехники безопасности
1) Штанги изолирующие предназначены для оперативнойработы (операции с разъединителями, смена предохранителей, установка деталейразрядников и т.п.), измерений (проверка изоляции на линиях электропередачи иподстанциях), а также для наложения переносных заземлений.
2) Общие технические требования к штангам изолирующимоперативным и штангам переносных заземлений приведены в ГОСТ 20494.
3) Штанги должны состоять из трех основных частей:рабочей, изолирующей и рукоятки.
4) Штанги могут быть составными из несколькихзвеньев. Для соединения звеньев между собой могут применяться детали,изготовленные из металла или изоляционного материала. Допускается применениетелескопической конструкции, при этом должна быть обеспечена надежная фиксациязвеньев в местах их соединений.
5) Рукоятка штанги может представлять с изолирующейчастью одно целое или быть отдельным звеном.
6) Конструкция и масса штанг должны обеспечиватьвозможность работы с ними одного человека. При этом наибольшее усилие на однуруку (поддерживающую у ограничительного кольца) не должно превышать 80 Н дляизмерительных штанг и 160 Н — для всех остальных.
7) Основные размеры штанг должны быть не менее указанных в табл. 5.1.
Таблица 5.1
Минимальные размеры штангНоминальное напряжение электроустановки, кВ Длина, мм Изолирующей части рукоятки До 1 Не нормируется Свыше 1 до 15 включительго 700 300 Свыше 15 до 35 включительго 1100 400 Свыше 35 до 110 включительго 1400 600 150 2000 800 220 2500 800 330 3000 800 Свыше 330 до 500 включительго 4000 1000
5.4 Меры безопасности приработах штангами на неотключенных ВЛ
1) Работы с измерительными штангами на линиях иподстанциях, находящихся под напряжением, при тумане, дожде, мокром снегопаде ит. п., когда изолирующая часть штанги будет увлажняться, запрещаются.
2) Работы должны вестись бригадами не менее чем из 2чел., один из которых должен иметь квалификацию по технике безопасности не нижегруппы IV, а остальные – не ниже группы III.
Во время работы один из состава бригады долженнаходиться на земле. Производить измерения разрешается любому из них. Измеренияпроизводятся с опор или специальных приспособлений.
3) Подниматься на опору следует без штанги. Подъемштанги на опору должен производиться при помощи каната; при этом штанга должнабыть в вертикальном положении, рабочей частью вверх; при подъеме не допускатьраскачивания и ударов ее об опору.
Подъем штанги на невысокие опоры или конструкцииразрешается путем передачи штанги из рук в руки после укрепления работающихпредохранительным поясом.
4) При производстве измерений запрещается касатьсяштанги выше ограничительного кольца.
5) При работах, со штангой изолирующая часть еедолжна располагаться так, чтобы была исключена возможность ее перекрытия насоседние токоведущие части или заземленные части конструкции.
6) При работах на опорах необходимо следить за тем,чтобы лаковый покров штанги не повреждался. На металлических опорах линий 35 –500 кВ работы со штангой допускается производить с верхней части опоры илитраверсы.
7) На двухцепных линиях 35 кВ работы с изолирующимиштангами, когда под напряжением находятся обе цепи, разрешается производить прирасстоянии между цепями не менее 3 м.
При расстоянии между ними менее 3 м производство работ с опор разрешается лишь на нижних фазах, а на всех фазах – лишь приотключенной второй цепи.
При работах на анкерных и угловых опорах линий 35 кВзапрещается просовывать штангу между петлей и гирляндами.
При работах на верхней фазе одностоечных опорположение работающего должно быть таким, чтобы голова его находилась нижеуровня нижнего провода на 0,6 м.
8) Работать со штангой на опорах, выполненных изстолбов, пропитанных антисептиками, нужно с особой осторожностью, не допускаяприкосновения штанги к пропитанным деталям опор.
Пропиточная масса с поверхности штанги должнаудаляться путем протирки сухой чистой мягкой тряпкой, слегка смоченной в чистомбензине; при этом лаковый покров штанги не должен нарушаться. Работать штангой,получившей продольное повреждение лакового покрова изолирующей части более 20%,запрещается.
9) При каких-либо нарушениях, замеченных в работештанги, работы немедленно прекращаются и штанга подвергается внеочередномуиспытанию.
5.5 Периодическиеиспытания штанг
1) В процессе эксплуатации механические испытанияштанг не проводят.
2) Эксплуатационные электрические испытанияпроводятся повышенным напряжением изолирующих частей оперативных иизмерительных штанг. При этом напряжение прикладывается между рабочей частью ивременным электродом, наложенным у ограничительного кольца со стороныизолирующей части.
Испытаниям подвергаются также головки измерительныхштанг для контроля изоляторов в электроустановках напряжением 35 — 500 кВ.
3) Все испытания должны проводиться специальнообученными лицами.
4) Каждая штанга перед электрическим испытаниемдолжна быть тщательно осмотрена с целью проверки наличия маркировкиизготовителя, номера, комплектности, отсутствия механических повреждений,состояния изоляционных поверхностей. При несоответствии средства защитытребованиям испытания не проводят до устранения выявленных недостатков.
5) Электрические испытания следует проводитьпеременным токам промышленной частоты, как правило, при температуре(25+10)º С.
Скорость подъема напряжения до 1/3 испытательногоможет быть произвольной (напряжение, равное указанному может быть приложенотолчком), дальнейшее повышение напряжения должно быть плавным и быстрым, нопозволяющим при напряжении более 3/4 испытательного считывать показанияизмерительного прибора. После достижения нормированного значения и выдержки приэтом значении в течение нормированного времени напряжение должно быть плавно ибыстро снижено до нуля или до значения не выше 1/3 испытательного напряжения,после чего напряжение отключается (ГОСТ 1516.2).
6) Испытательное напряжение прикладывается к изолирующейчасти. При отсутствии соответствующего источника напряжения для испытанияцеликом изолирующих штанг, изолирующих частей указателей напряжения иуказателей напряжения для проверки совпадения фаз допускается испытание их почастям. При этом изолирующая часть делится на участки, к которым прикладываетсячасть нормированного полного испытательного напряжения, пропорциональная длинеучастка и увеличенная на 20%.
7) Изолирующие штанги, предназначенные дляэлектроустановок напряжением от 1 до 35 кВ включительно, испытываютсянапряжением, равным 3-кратному линейному, но не ниже 40 кВ, а предназначенныедля электроустановок напряжением 110 кВ и выше — равным 3-кратному фазному.
8) Длительность приложения полного испытательногонапряжения составляет 1 мин. для изоляции из гибких полимерных материалов и 5мин. для изоляции из других диэлектриков.
9) Нормы и периодичность эксплуатационных испытаний штанг приведены втабл. 5.2.

Таблица 5.2
Нормы и периодичность эксплуатационныхиспытанийСредство защиты Напряжение, кВ Испытательное напряжение, кВ
Продолжительность
Испытания, мин Периодичность испытаний Штанги изолирующие
До 1
До 35
110 и выше
2
3-х кратное линейное
3-х кратное фазное
5
5
5 1 раз в 24 мес. Измерительные штанги
До 35
110 и выше
3-х кратное линейное
3-х кратное фазное
5
5 1 раз в 12 мес. Головки измерительных штанг 35-500 30 5 1 раз в 12 мес.
6. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТПРОВОДОВ И ТРОСОВ В НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭВМ
Согласно [4] расчет проводов итросов воздушных линий производится по методу допускаемых механическихнапряжений при воздействии нормативных нагрузок.
Различные состояния линииэлектропередачи называются режимами работы линии. Нормальным режимом работыстроительных конструкций ВЛ называется состояние ВЛ при необорванных проводах итросах. Аварийным режимом называется состояние ВЛ при оборванных одном илинескольких проводах или тросах. Монтажным режимом ВЛ называется состояние ВЛ вусловиях монтажа опор, проводов, тросов.
Сочетания механических нагрузок вразных режимах работы ВЛ:
нормальный режим — основныесочетания;
монтажный режим — дополнительныесочетания;
аварийный режим — особые сочетания.
Предварительно, из справочников [2,5], выписываются основные физико-механические и конструктивные данные заданноймарки провода.
В результате механического расчета проводов и тросов определяютсямеханические нагрузки, действующие на провода и тросы, внутренние напряжения,возникающие в них при самых неблагоприятных сочетаниях климатических условий, атакже находятся длина пролета Lгаб и наибольшая стрела провесапровода fгаб..
Расчет всех этих величин выполняется на ЭВМ. Программа механическогорасчета проводов и тросов разработана на кафедре «Электрические системы».
Рассматриваемая линия проходит по Западной Сибири, пользуясь картамирайонирования России по скоростным напорам ветра и толщине стенки гололеда определяем,что данная местность имеет I район по гололеду и II по ветровой нагрузке. Максимальнаятемпература воздуха +43°С, минимальная -37°С,, температура гололеда -5°С,эксплуатационная +3°С.
С учётом уровня напряжения проектируемой линии находим нормативнуютолщину стенки гололеда с = 10 мм.
В качестве опор выбираем промежуточную ПБ – 1 – 3 и анкерную У2.
Расчет провода 3*АС-300/66.
Исходные данные:
Фактическое сечение провода – 353,8 мм2
Диаметр провода – 24,5 мм
Масса провода – 1313 кг/км
Температурный коэффициент линейного удлинения – 18,3×10-6 град-1
Модуль упругости – 8,9×103даН/(м2)
Скоростной напор – 71,5 даН/(м2)
Толщина стенки гололеда – 10 мм
Допускаемые напряжения при макс нагрузке – 14,9 даН/(м2)
Допускаемые напряжения при среднегодовой температуре –9,9 даН/(м2)
Исходные данные вводятся в файл id.dat. Далее запускаем файл Airline.exe,результаты расчета находятся в файле rez.dat, а также в файле line_7.mcdнаходятся графики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета дляразличных режимов работы ЛЭП.
Результаты расчета провода (rez.dat) находится в приложении 12.
Графики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета дляразличных режимов работы ЛЭП:
/>
Рис. 6.1 Графики изменения напряженияпровода от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП
/>
Рис. 6.2 Графики изменения стрел провесапровода от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП
Расчет троса С-70.
Исходные данные:
Фактическое сечение провода – 76,4 мм2
Диаметр провода – 11,2 мм
Масса провода – 617 кг/км
Температурный коэффициент линейного удлинения – 12×10-6 град-1
Модуль упругости – 20×103даН/(м2)
Скоростной напор – 75,3 даН/(м2)
Толщина стенки гололеда – 10 мм
Допускаемые напряжения при макс нагрузке – 31 даН/(м2)
Допускаемыенапряжения при среднегодовой температуре – 21,6 даН/(м2)
Результаты расчета троса (rez.dat)находится в приложении 12
Графики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета дляразличных режимов работы ЛЭП:
/>
Рис. 6.3 Графики изменения напряжения тросаот длины пролета для различных режимов работы ЛЭП
/>
рис. 6.4 Графики изменения стрел провесатроса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП
Выводы: в данной главе по справочной литературе подготовили исходныеданные для программы механического расчета проводов и тросов, затем произвелирасчет провода АС-300/66 и провода С-70. В результате расчета получили удельныенагрузки, критические температуры и критические пролеты, а также построеныграфики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета для различныхрежимов работы ЛЭП.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Сопоставляятри заданные величины: наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р0=1020МВт; наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Рп/ст =520 МВт; оперативный резерв мощности, имеющийся в приём-ной системе Ррезерв= 320 МВт и учитывая, что электропередача располагается а ЗападнойСибири, спроектировали линию электропередачи напряжением 500 кВ. Произвелирасчет основных режимов работы электропередачи. Для нормальной работы передачитребуются установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронныхкомпенсаторов типа КСВБ0-50-11. Так же выполнено проектирование развитиярайонной электрической сети: добавлены один пункт потребления и еще одинисточник питания; была определена потребная району мощность, которая составила139 МВт, составлен баланс активной и реактивной мощности; для двух выбранныхвариантов развития сети произвели выбор (проверку) сечений проводов итрансформаторов; в результате технико-экономического сравнения рассчитали длявариантов приведенные затраты, которые составили З1 = 541 тыс. руб.и З2 = 589 тыс. руб. и для расчетов параметров основных режимовработы сети выбрали вариант 1; по результатам расчета режимов на ЭВМ выполнилирегулирование напряжения у потребителей. Себестоимость передачи электроэнергиипо линии 500 кВ составляет 0,146 коп за 1 кВт·ч. Себестоимость передачиэлектроэнергии по районной электрической сети 0,084 коп за 1 кВт·ч. Таким образом, спроектированная электропередачаудовлетворяет условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей иявляется достаточно экономичной. Кроме того, выполнен обзор научно-техническойлитературы, в котором рассмотрены вопросы о повышении надежности работы ВЛ привоздействии атмосферных нагрузок. Так же в разделе по безопасности иэкологичности приведена техника безопасности при профилактических испытанияхизоляции.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙЛИТЕРАТУРЫ
1.    Методические указания по расчетуклиматических нагрузок на ВЛ и построению региональных карт с повторяемостью 1раз в 25 лет. Утверждены Минэнерго СССР 30/XI 1990 г.
2.    Справочник по проектированиюэлектроэнергетических систем под редакцией С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро.-М.:Энергоатомиздат 1985 г.-350с.
3.    Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций иподстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования -М.:Энергоатомиздат,1989 г.-605с.
4.    Правила устройства электроустановок. Седьмое издание. – М.: ЭАО“Энергосервис”, 2003. – 421с.
5.    Справочник по электрическим установкам высокого напряжения/ под ред. И.А. Баумштейна, С. А. Бажанова. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.:Энергоатомиздат, 1986. – 648 с.: ил.
6.    Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Н. Н. Кувшинский Электрическая часть электростанцийи подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования-М.: «Энергия», 1978 г.-455с.
7.    О повышении надежности ВЛ при воздействии атмосферных нагрузок. /Никифоров Е. П. // Электрические станции. 2004, №2. -С.38-42.
8.    Повышение эффективности удаления гололедообразований с проводов ВЛ. / НикифоровЕ. П. // Электрические станции. 2004, №4. -С.40-48.
9.    Андриевский В. Н. и др. Эксплуатация воздушных линий электропередачи.Изд. 3-е перераб. и доп. М., «Энергия», 1986. – 616 с.
10.           Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) приэксплуатации электроустановок. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. – 216 с.
11.          Правила применения и испытания средств защиты, используемых вэлектроустановках. Изд. 10-е… – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. – 95 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ1
Таблица П 1.1.
Время нагрева провода,секТок, А
Время нагрева провода до tn = 2°С, при ветре скоростью 2м/с 5м/с 10 м/с 249 ∞ ∞ ∞ 313 403 ∞ ∞ 316 378 ∞ ∞ 325 318 14342 ∞ 330 292 2844 ∞ 370 171 361 ∞ 400 127 210 744 500 64 80 110
Таблица П1.2.
Температура проводаТок, А Температура провода в установившемся режиме, °С, при ветре скоростью 2м/с 5м/с 10м/с 249 1,3 -0,9 -2,1 313 5,1 1,6 -0,3 316 5,3 1,7 -0,2 325 6,0 2,1 0,1 330 6,3 2,3 0,3 370 9,2 4,3 1,7 400 11,6 5,8 2,8 500 20,3 11,7 7,1
Таблица П1.3.
Затраты мощности, времении расход электроэнергии на удаление гололеда на проводе АС 120/19 при V= 5 м/с,t, = -5°ССпособ Ток, А Необходимая активная мощность на 1 км провода, кВт/км Затраты времени на нагрев провода и плавление гололеда Затраты электроэнергии на удаление гололеда на 1 км провода, кВт-ч/км Предупредительый нагрев провода ВЛ 400 500 36 56 Нагрев провода 3 мин, предотвращение гололедообразования около 24 ч Удаление гололеда цилиндрической формы с толщиной стенки Ь = 1 см
665
561
523
503
100
71 62
57
2,2 мин + 15 мин
5,4 мин + 30 мин 9,75 мин + 45 мин
16,5 мин + 60 мин
28,6
41,9 56,57
72,7 Удаление одностороннего гололеда
5000
6000 7000
8000
5675
8172 11123
14528
0,3 с + 2,39 с
0,21 с +1,65 с 0,15 с +1,24 с
0,12 с + 0,93 с
4,24
4,22 4,29
4,24
 

ПРИЛОЖЕНИЕ 2
/>
Рис. П2.1. Схема электрических соединенийдля первого варианта электропередачи
4хСВФ – 730/230 — 24  
(2х3+1)АОДЦТН-
167000/500/220  
Система  
ВЛ 500 кВ
3хАС – 300/66  
ВЛ 500 кВ
3хАС – 300/66  
500 кВ  
4хТДЦ – 400000/500  
220 кВ  
500 кВ  
2хАТДЦТН-
500000/500/220   />
Рис.П2.2. Схема электрических соединенийдля второго варианта электропередачи

ПРИЛОЖЕНИЕ3
Расчет приведенных затрат:
Схема 1
З = Ен·Кå + Иå + У
Кå = Кå вл
Квл =ко· L = к0(300)· ℓ2 = 49,3∙380 =18730 тыс. руб.
Иå =Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р.вл =0,028·18730 = 524,5 тыс.руб
Определимиздержки на потери электроэнергии в линии:
ΔWл1= ΔРл1· τ л1· α t, где αt, = 1
ΔPл1= S2мах/ U2ном · Rл= 519,22 /5002· (0,034·380) = 13,9 МВт
τ л1=(0,124 + Тмах./10000)2 · 8760
Wгод=500∙3000+ 500∙0,7∙1000+ 500∙0,5∙3000+ 500∙0,3∙1760= 2,864∙106 МВт·ч
Тмах= Wгод/Рмах = 2,864∙106/500 =5728 час.
τ л1=(0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час
ΔWл1= 13,9 · 4253 = 59260 МВт·ч
ΔWкорл1 = 70∙380 = 26600 МВт·ч
ЗI= 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
ИпотериээВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкорл1 =
= 2∙10-2∙59260+ 1,75∙10-2∙26600 = 1651 тыс. руб.
 Тогда
И∑= И∑а.о.р.+ И∑потери ээ = 524,5 + 1651 =2175,5 тыс. руб.
У = ω∙Тв∙(Рнб– Ррез )∙εн∙Уов
ω =0,2∙10-2∙380 = 0,76
εн= (Рнб – Ррез )/Рнб = (500 – 320)/500 = 0,36
Тв= 1,7∙10-3
Уов= 4,5 тыс. руб./кВт.
У = 0,76∙1,7∙10-3∙(500– 320)∙0,36∙4,5∙1000 = 377 тыс. руб.
И тогдаокончательно приведенные затраты на схему варианта 1 будут равны:
З = Ен·Кå + Иå + У
З1 =0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.
Схема 2
З = Ен·Кå + Иå
Кå = Кå вл
Квл =ко· L = к0(300)· ℓ2 = 2·49,3∙380 =37470 тыс. руб.
Иå =Иå а.о.р. + Иå потери ээ
Иå а.о.р.вл =0,028·37470 = 1049 тыс.руб
Определимиздержки на потери электроэнергии в линии:
ΔWл1= ΔРл1· τ л1· α t, где αt, = 1
ΔPл1= S2мах/ U2ном · Rл= 519,22 /5002· (0,034·380)/2 = 6,966 МВт
Тмах= 5728 час; τ л1= 4253 час
ΔWл1= 6,966 · 4253 = 29630 МВт·ч
ΔWкорл1 = 2·70∙380 = 53200 МВт·ч
ЗI= 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
ИпотериээВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкорл1 =
= 2∙10-2∙29630+ 1,75∙10-2∙53200 = 593,5 тыс. руб.
Тогда
И∑= И∑а.о.р.+ И∑потери ээ = 1049 + 593,5 =1642,5 тыс. руб.
И тогдаокончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:
З2 =0,12·37470 + 1642,5 = 6139 тыс. руб.

ПРИЛОЖЕНИЕ4
Таблица П4.1
U2, кВ 500 505 510 515 520
δ1 17,61 17,49 17,37 17,26 17,15
Q′л1, Мвар 51,38 17,45 16,47 -50,37 -84,25
Qл1, Мвар 13,42 -20,51 -54,42 -88,32 -122,21
Uг, кВ 15,02 14,97 14,93 14,88 14,84
cosφг 0,995 0,997 0,999 1 1
ΔPл1, МВт 32,06 31,98 31,98 30,05 32,19
ΔQл1, Мвар 309,73 309,03 309,02 309,7 311,06
P′′л1, МВт 983,86 983,9 983,94 983,87 983,73
Q′′л1, Мвар -258,35 -291,58 -325,5 -360,06 -395,31
P2, МВт 979,78 979,86 979,86 979,79 979,65
Qат, Мвар 176,04 153,4 223,59 106,46 82,16
Pсис, МВт 459,78 459,86 459,86 459,79 459,65
Q′ат, Мвар 139,21 118,2 96,46 74,01 50,85
U′2, кВ 491,5 497,85 504,22 510,6 517,01
Uсн, кВ 226,1 229,01 231,94 234,88 237,83
Q′нн, Мвар -9,54 -30,56 -52,29 -74,74 -97,9
Qнн, Мвар -9,56 -30,77 -52,9 -75,95 -99,93
Uнн, кВ 10,34 10,53 10,71 10,9 11,08 З, тыс. руб. 2741 2768 2802 2843 2892
Зависимость затрат от величины напряженияна промежуточной подстанции в режиме НБ
Таблица П4.2
U2, кВ 500 505 510 515
δ1 10,5 10,45 10,41 10,36
Q′л1, Мвар -3,5 -20,17 -36,84 -53,5
Qл1, Мвар 59,15 42,5 25,82 9,15
Uг, кВ 15,16 15,11 15,07 15,02
cosφг 0,97 0,982 0,99 0,996
ΔPл1, МВт 5,725 5,75 5,81 5,9
ΔQл1, Мвар 55,32 55,55 56,12 57,02
P′′л1, МВт 298,235 298,21 298,15 298,06
Q′′л1, Мвар -58,82 -75,73 -92,96 -110,53
P2, МВт 296,2 296,17 296,11 296,02
Qат, Мвар 13,32 -1,56 -16,74 -32,22
Pсис, МВт 140,2 140,17 140,11 140,02
Q′ат, Мвар 7,33 -7,39 -22,52 -38,07
U′2, кВ 499,1 505,9 512,7 519,5
Uсн, кВ 229,6 232,7 235,8 238,98
Q′нн, Мвар -35,255 -49,97 -65,1 -80,65
Qнн, Мвар -35,82 -51,08 -66,9 -83,4
Uнн, кВ 10,65 10,86 11,07 11,28 З, тыс. руб. 542 567,7 597,1 630,4
Зависимость затрат от величины напряженияна промежуточной подстанции в режиме НМ
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
Таблица П5.1
Суммарный график нагрузки пунктов для зимыt, час 0 – 4 4 – 8 8 – 12 12 – 16 16 – 20 20 – 24
Р1, МВт 31,6 31,6 47,4 47,4 79 31,6
Р2, МВт 13,2 33 33 19,8 13,2 13,2
Р3, МВт 4 8 20 20 12 4
Р4, МВт 2,8 7 7 4,2 2,8 2,8
Р5, МВт 4,4 4,4 6,6 6,6 11 4,4
Р6, МВт 5 10 25 25 15 5
Рсум, МВт 61 94 139 123 133 61
Таблица П5.2
Суммарный график нагрузки пунков для летаt, час 0 – 4 4 – 8 8 – 12 12 – 16 16 – 20 20 – 24
Р1, МВт 15,8 15,8 23,7 23,7 39,5 15,8
Р2, МВт 13,2 16,5 16,5 9,9 6,6 6,6
Р3, МВт 2,2 4 10 10 6 2,2
Р4, МВт 2,8 3,5 3,5 2,1 1,4 1,4
Р5, МВт 2,2 2,2 3,3 3,3 5,5 5,5
Р6, МВт 2,5 5 12,5 12,5 7,5 2,5
Рсум, МВт 30,5 47 69,5 61,5 66,5 30,5
/>
/>
Рис. П5.2. Суммарный график нагрузок пунктов 1-6 для лета

Таблица П5.3
Суммарный график реактивной мощностипунктов для зимыt, час 0 – 4 4 – 8 8 – 12 12 – 16 16 – 20 20 – 24
Q1, Мвар 14,4 14,6 21,6 21,6 36 14,4
Q2, Мвар 12,8 16 16 9,6 6,4 6,4
Q3, Мвар 1,8 3,6 9,1 9,1 5,5 3,6
Q4, Мвар 2,4 3 3 1,8 1,2 1,2
Q5, Мвар 2,1 2,1 3,2 3,2 5,3 5,3
Q6, Мвар 2,13 4,26 10,25 10,25 6,4 2,13
Qсум, Мвар 28,07 43,4 65,52 55,9 60,76 28,07
/>
/>
Рис. П5.3. Суммарный график реактивной мощности пунктов 1-6 для зимы
Таблица П5.4
Суммирование графиков нагрузки каждогопункта для летаt, час 0 – 4 4 – 8 8 – 12 12 – 16 16 – 20 20 – 24
Qсум, Мвар 14,03 21,7 31,76 27,97 30,4 14,03
/>
/>
Рис. П5.4. Суммарный график реактивной мощности пунктов 1-6 для лета
Таблица П5.5
Выбор компенсирующих устройств№ пункта №1 №2 №3 №4 №5 №6 Тип КУ
12×УК-10-1350
6×УК-900
6×УК-10-650 8×УК-10-1350
4×УК-10-900
2×УК-10-125 4×УК-10-450 4×УК-10-900
2×УК-10-1350
6×УК-10-675 Qку, МВАр 23,85 10,8 5,85 1,8 3,6 6,75 Q, МВАр 36 15,98 9,11 2,98 5,33 10,65 Q`, МВАр 12,14 5,18 3,26 1,18 1,73 3,9 сos(φ`) 0.988 0,988 0,987 0,986 0,988 0,988

ПРИЛОЖЕНИЕ6
/>
Рис. П6.1. Вариант 1 L=304,1
/>
Рис. П6.2. Вариант 2 L=275 км
Таблица П6.1.
Предварительный выбор напряжения дляварианта 1ВЛ L, км Р, МВт 0-4 4-8 8-12 12-16 16-20 20-24
Uрасч, кВ
Uном, кВ 1-2 24
P1(до реконстр) 16 16 24 24 40 16 93,7 110
P4 2,8 7 7 4,2 2,8 2,8
P5 4,4 4,4 6,6 6,6 11 4,4
PΣ 23,2 27,4 37,6 34,8 53,8 23,2 ИП1-2 45,8
P1(до реконстр) 16 16 24 24 40 16 110,6 110
P2 13,2 33 33 19,8 13,2 13,2
P4 2,8 7 7 4,2 2,8 2,8
P5 4,4 4,4 6,6 6,6 11 4,4
PΣ 36,4 60,4 70,6 54,6 67 36,4 ИП1-3 43,3
PΣ = P3 4 8 20 20 12 4 61,8 110 1-4 43,3
PΣ = P4 2,8 7 7 4,2 2,8 2,8 37,1 35 1-5 45,8
PΣ = P5 4,4 4,4 6,6 6,6 11 4,4 46,3 35 1-6 48
PΣ = P6 5 10 25 25 15 5 68,9 110 ИП2-1 53,7
P1(добавл) 15,6 15,6 23,4 23,4 39 15,6 99 110
P6 5 10 25 25 15 5
PΣ 20,6 25,6 48,4 48,4 54 20,6
Таблица П6.2.
Предварительный выбор напряжения дляварианта 2ВЛ L, км Р, МВт 0-4 4-8 8-12 12-16 16-20 20-24
Uрасч, кВ
Uном, кВ 5-6 19
PΣ = P6 5 10 25 25 15 5 66,5 110 1-5 45,7
P5 4,4 4,4 6,6 6,6 11 4,4 76,9 110
P6 5 10 25 25 15 5
PΣ 9,4 14,4 31,6 31,6 26 9,4

ПРИЛОЖЕНИЕ7
Таблица П7.1.
Выбор сечений проводов для варианта 1ВЛ 1-2 ИП1-2 ИП1-3 1-4 1-5 1-6 ИП2-1 S, МВА 54,4 71,4 20,2 7,1 11,1 25,3 54,6
Uном кВ 110 110 110 35 35 110 110
Iрасч, А 143 188 53 59 92 66 143 Марка АС-120/19 АС-150/24 АС-70/11 АС-70/11 АС-95/16 АС-95/16 АС-120/19
Iпред, А 150 190 65 65 125 105 150 Проверка по нагреву
Iдоп, А 390 450 265 265 330 330 390
Iраб.мах, А 286 375 106 117 184 133 287 Проходит Проходит Проходит Проходит Проходит Проходит Проходит
Проверка по короне(Fmin=70 мм2) F, мм АС-120/19 АС-150/24 АС-70/11 АС-70/11 АС-95/16 АС-95/16 АС-120/19 Проходит Проходит Проходит Проходит Проходит Проходит Проходит Проверка по допустимым потерям напряжения
Хо, Ом/км 0,427 0,42 0,444 0,432 0,421 0,434 0,427
Rо, Ом/км 0,249 0,198 0,428 0,428 0,306 0,306 0,249 Длина, км 24 45,8 43,3 43,3 45,8 48,1 53,7 Х, Ом 5,1 9,6 9,6 9,36 9,6 10,4 11,5 R, Ом 3 4,5 9,3 9,3 7 7,36 6,7 Р, МВт 53,8 70,6 20 7 11 25 54 Q, МВАр 8,3 11 3,3 1,2 1,7 3,9 8,3 Uвл, кВ 110 110 110 35 35 110 110 Потери, % 1,68 3,52 1,79 6,2 7,65 1,8 3,77 Проходит Проходит Проходит Проходит Проходит Проходит Проходит

ПРИЛОЖЕНИЕ8
Составим график нагрузки каждого трансформатора, для этого просуммируемвсе мощности, протекающие через трансформатор.
Вариант 1.
/>
Рис. П8.1. Вариант сети 1
ПС1: складываем нагрузки пунктов 1, 4, 5.
/>/>
Рис. П8.2. График нагрузки пункта 1

/>ПС6: нагрузка пункта 6.
/>
Рис. П8.3 График нагрузки пункта 6
Вариант 2.
/>
Рис. П8.4. Вариант сети 2
ПС1: складываем нагрузки пунктов 1 и 4.

/>/>
Рис. П8.5. График нагрузки пункта 1
ПС5: нагрузка пункта5.
/>
Рис. П8.6. График нагрузки пункта 5
Выбор трансформаторов сведем в таблицу.
Таблица П8.1
Выбор трансформаторов для варианта 1Пункт Трансформатор
Sмакс
Sрасч
SЭ1
К1
SЭ2
К2
К2ДОП 1 ТРДН-63000/110 102,1 72,9 44,2 0,7 79,6 1,26 1,5 6 ТДН-16000/110 27,2 19,43 7,7 0,48 24,1 1,53 1,6
Таблица П8.2
Выбор трансформаторов для варианта 2Пункт Трансформатор
Sмакс
Sрасч
SЭ1
К1
SЭ2
К2
К2ДОП 1 ТДТН-63000/110 89,8 64,1 47,8 0,76 89,8 1,426 1,7 5 ТДН-10000/110 12,2 8,7 6,3 0,63 12,2 1,22 1,6

ПРИЛОЖЕНИЕ9
Вариант 1
Результаты расчета капиталовложений в линии варианта №1 сведем в таблицу.
Таблица П9.1
Капиталовложения в линии для варианта 1ВЛ Провод Длина, км U, кВ
К0тыс. руб./км К, тыс. руб.
КΣ, тыс. руб. 1-6 АС – 70/11 48 110 17,8 855,9 1678 ИП2-1 АС – 120/19 53,7 110 15,3 822,5
Найдём капиталовложения в ПС.
Для этого необходимо выбрать типовые схемы ПС Для выбора типовых схемнеобходимо знать номинальное напряжение, номинальную мощность трансформатора.
В пункте 1 осуществляем перевод ОРУ ВН со схемы 110-4Н на 110-12 и заменудвух трансформаторов; в пункте 6 в качестве ОРУ ВН применяем схему 110-4.
Оценкакапитальных вложений в подстанцию производится суммированием следующихстоимостных составляющих:
1.Распределительные устройства всех напряжений. Учитывает стоимость выключателей,отделителей, короткозамыкателей, разъединителей, трансфор-маторов тока инапряжения, разрядников, аппаратуры управления, сигнализации, релейной защиты иавтоматики, контрольных кабелей, ошиновки, строительных конструкций ифундаментов, а также соответствующих строительно-монтажных работ.
2.Трансформаторы. Расчётная стоимость включает кроме стоимости трансформаторазатраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели,релейную защиту, строительные конструкции и строительно-монтажные работы.
3.Компенсирующие устройства и реакторы.
4.Постоянная часть затрат. Учитывает полную расчётную стоимость подготовки иблагоустройства территории, общеподстанционного пункта управления, устройстврасхода на собственные нужды, аккумуляторной батареи, компрессорной, подъездныхи внутриплощадных дорог, средств связи и телемеханики, маслохозяйства,водопровода, канализации, наружного освещения и прочих общестанционныхэлементов.
Стоимость компенсирующих устройств не учитываем.
/>
КОРУ = КОРУНН + КОРУСН + КОРУВН
 
КОРУНН – капитальные вложения в ОРУ НН (не учитываются)
КОРУСН – капитальные вложения в ОРУ СН ( табл. 9.14. [2])
КОРУВН – капитальные вложения в ОРУ ВН ( табл. 9.14. [2])
КТ – капитальные вложения в трансформатор ( табл. 9.19. [2]),для двухтрансформаторной подстанции вложения удваиваем.
КП.Ч. – постоянная часть затрат по подстанции ( табл. 9.35.[2])
При оценке стоимости реконструкции или расширенияподстанции необходимо сделать следующие коррективы:
1. Стоимость реконструкции (расширения) открытогораспределительного устройства (ОРУ) с выключателями принимается по стоимостидополнительных ячеек (по табл. 9.15 [2]).
2. Стоимость реконструкции ОРУ без выключателейпринимается равной разности между стоимостями ОРУ после и до реконструкции.
3. При переходе от схемы без выключателей к схеме свыключателями, а также при сооружении дополнительного ОРУ его стоимостьучитывается как на вновь сооружаемой подстанции.
4. Стоимость дополнительной установки или заменытрансформатора принимается по полной расчетной стоимости устанавливаемоготрансформатора. В случае если при замене новый трансформатор устанавливается насуществующий фундамент, из расчетной стоимости необходимо вычесть затраты настроительные работы в размере примерно 10% от стоимости трансформатора.
5. Постоянная часть затрат принимается в соответствии с затратами насхему подстанции после реконструкции в следующих размерах (проценты сумм,приведенных в табл. 9.35[2]).
Расчет капиталовложений в подстанции сведем в таблицу.
Таблица П9.2
Расчет капиталовложений в подстанции дляварианта 1№ пс 1 6 Схема ОРУ ВН 110-4Н => 110 – 12 110 – 4
КОРУ ВН тыс.руб (12-2)·35=350 36,3 Марка трансформатора ТДТН-63000/110 ТДН-16000/110
Кт, тыс.руб 136·2=272 63·2=126
Кп.ч тыс.руб 320·(30%+20%)=160 130
Кпс, тыс.руб 782 292,3
КпсΣ, тыс руб 1074,3
Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:
КΣ = Кл + Кпс = 1678 + 1074,3 =2752,3 тыс. руб.
Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110.
Квозвр = Ко(1 – ар·t/100)
Ко – первоначальная стоимость оборудования
ар – норма амортизационных отчислений на реновацию, %
t – продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа
Квозвр = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.
Тогда КΣ = 2752,3 – 29,25 = 2723,05 тыс. руб./> />
Найдем суммарные издержки.
Иа.о.р.ВЛ = АЛ·КЛ = 0,028·1678 = 47 тыс.руб.
Иа.о.р.ПС = АПС·КПС = 0,094·1074,3 = 94,4тыс. руб.
ИΣа.о.р. = Иа.о.р.ВЛ + Иа.о.р.ПС =47 + 94,4 = 141,4 тыс. руб.
Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах.
Таблица П9.3
Расчет потерь электроэнергии в линиях дляварианта 1Линии 1 – 6 ИП2 – 1 1-5
Рmax, МВт 25 54 11
Wгод, МВт.ч 96050 245900 42260
Тмах, ч 3842 4553 3842 Время потерь ч/год 2262 2940 2262
Smax, Мвар 25,3 54,6 11,135 R, Ом 10,3 6,7 7
Uном, кВ 110 110 35
Рл, МВт 0,544 1,651 0,71
Wгод.л, МВт ч/год 1232 3735 1340
Таблица П9.4
Расчет потерь электроэнергии втрансформаторах для варианта 1№ пункта 1 6 5
Рмах, МВт 79 25 11
Wгод, МВт.ч 303500 96050 42260
Тмах, ч 3842 3842 3842 Время потерь ч/год 2262 2262 2262
Рхх, МВт 0,056 0,019 0,0145
Рк, МВт 0,29 0,085 0,065
Sном.тр, МВА 63 16 10
ΔWгод т, МВт 1842 610,2 363,9
ΔWГОД.ВЛ =Σ ΔWгод.вл – годовыепотери энергии во всех линиях
ΔWГОД.Т =Σ ΔWгод.т – годовые потериэнергии во всех трансформаторах
ΔWГОД = ΔWГОД.ВЛ + ΔWГОД.Т– суммарные годовые потери энергии
ΔWГОД.ВЛ = 1232 + 3735 +1340 = 5307 МВт·ч/год
ΔWГОД.Т = 1842 + 610 + 363,9 = 2816 МВт·ч/год
ΔWГОД = 5307 + 2816 = 8123 МВт·ч/год
Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп = 0,01тыс.руб/МВт·ч
ИΣпотерь = 0,01·8123 = 81,23 тыс. руб.
ИΣ = 141,4 + 81,23 = 222,63 тыс. руб.
З1 = 0,12·2653 + 222,63 = 541 тыс. руб.
Аналогично произведем расчет для второго варианта.
Таблица П9.5
Капиталовложения в линии для варианта 2ВЛ Провод Длина, км U, кВ
К0тыс. руб./км К, тыс. руб.
КΣ, тыс. руб. 1-5 АС – 95/16 45,8 110 17,8 814,8 1976 1-6 АС – 70/11 19 110 17,8 338,3 ИП2-1 АС – 120/19 53,7 110 15,3 822,5
В пункте 1 осуществляем перевод ОРУ ВН со схемы 110-4Н на 110-12 и заменудвух трансформаторов; в пункте 6 в качестве ОРУ ВН применяем схему 110-4; впункте 5 осуществляем перевод с 35 кВ на 110 кВ по упрощенной схеме сдемонтажем ОРУ.
Таблица П9.6
Расчет капиталовложений в подстанции дляварианта 2№ пс 1 5 6 Схема ОРУ ВН 110-4Н => 110 – 12 35-4Н =>110-4 110 – 4
КОРУ ВН тыс.руб (10-2)·35=280 36,3 36,3 Марка трансформатора ТДТН-63000/110 ТДН-10000/110 ТДН-16000/110
Кт, тыс.руб 136·2=272 54·2 = 108 63·2=126
Кп.ч тыс.руб 320·(30%+20%)=160 130·70%=91 130
Кпс, тыс.руб 712 235,3 292,3
КпсΣ, тыс руб 1240,6
Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:
КΣ = Кл + Кпс = 1976 + 1240,6 =3216,6 тыс. руб.
Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110, двухтрансформаторов 35 кВ, двух ячеек выключателей 35 кВ с ОРУ СН пункта 1, линии35 кВ.
КвозврТ110 = 234·(1 – 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.
КвозврТ35 = 83,6·(1 – 3,5·25/100) = 10,45 тыс. руб.
КвозврQ35 = 9·2·(1 – 3,5·25/100) = 2,25 тыс. руб.
КвозврВЛ35 = 920·(1 – 2·25/100) = 460 тыс. руб.
КвозврΣ = 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тыс. руб.
Тогда КΣ = 3216,6 – 501,95 = 2715 тыс. руб.
Найдем суммарные издержки.
Иа.о.р.ВЛ = АЛ·КЛ = 0,028·1976 = 55,3тыс. руб.
Иа.о.р.ПС = АПС·КПС = 0,094·1240,6 =116,6 тыс. руб.
ИΣа.о.р. = Иа.о.р.ВЛ + Иа.о.р.ПС =55,3 + 116,6 = 172 тыс. руб.
Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах
Таблица П9.7
Расчет потерь электроэнергии в линиях дляварианта 2Линии ВЛ 5 – 6 ВЛ ИП2 – 1 ВЛ1-5
Рmax, МВт 25 54 31,6
Wгод, МВт.ч 96050 245900 138300
Тмах, ч 3842 4553 5532 Время потерь ч/год 2262 2940 4018
Smax, Мвар 25,3 54,6 32 R, Ом 10,3 6,7 7
Uном, кВ 110 110 110
Рл, МВт 0,544 1,651 0,592
Wгод.л, МВт ч/год 1232 3735 1340
Таблица П9.8
Расчет потерь электроэнергии втрансформаторах для варианта 2№ пункта 1 6 5
Рмах, МВт 79 25 11
Wгод, МВт.ч 303500 96050 42260
Тмах, ч 3842 3842 3842 Время потерь ч/год 2262 2262 2262
Рхх, МВт 0,056 0,019 0,014
Рк, МВт 0,29 0,085 0,06
Sном.тр, МВА 63 16 10
ΔWгод т, МВт 1842 610,2 346,7
ΔWГОД.ВЛ =Σ ΔWгод.вл – годовыепотери энергии во всех линиях
ΔWГОД.Т =Σ ΔWгод.т – годовые потериэнергии во всех трансформаторах
ΔWГОД = ΔWГОД.ВЛ + ΔWГОД.Т– суммарные годовые потери энергии
ΔWГОД.ВЛ = 1232 + 3735 + 1340 = 6307 МВт·ч/год
ΔWГОД.Т = 1842 + 610 + 346,7= 2800 МВт·ч/год
ΔWГОД = 6307 + 2800 = 9107 МВт·ч/год
Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп или 0,01тыс.руб/МВт·ч
ИΣпотерь = 0,01·9107 = 91,07 тыс. руб.
ИΣ = 172 + 91,07 = 263,1 тыс. руб.
З2 = 0,12·2715 + 263,1 = 589 тыс. руб.

ПРИЛОЖЕНИЕ10
Таблица П10.1
Параметры узлов в режиме наибольшихнагрузокУзел № Код Uном Нагрузка Генерация /> /> кВ P, мВт Q, мВАр P, мВт Q, Мвар 1 3 10. 47.4 7.285 0. 0. 2 3 10. 33. 5.18 0. 0. 3 3 10. 20. 3.26 0. 0. 4 3 10. 7. 1.18 0. 0. 5 3 10. 6.6 1.038 0. 0. 6 3 10. 25. 3.9 0. 0. 7 3 35. 0. 0. 0. 0. 8 3 35. 0. 0. 0. 0. 9 3 110. 0. 0. 0. 0. 10 3 35. 0. 0. 0. 0. 11 3 110. 0. 0. 0. 0. 12 3 110. 0. 0. 0. 0. 13 3 110. 0. 0. 0. 0. 14 3 110. 0. 0. 0. 0. 15 1 110. 0. 0. 94.6 0. 16 115.5 0. 0. 0. 0.
 
Таблица П10.2
Параметры ветвей в режиме наибольшихнагрузокВетвь R X G B Кt /> 4 7 0.7 7.3 152. 937.2 0.314 0. 5 8 0.44 5.05 239.7 1322. 0.299 0. 7 10 9.275 9.362 0. 0. 0. 0. 8 10 7.003 9.635 0. 0. 0. 0. 6 9 2.19 43.35 314. 1851. 0.096 0. 9 13 10.29 10.674 0. -245.2 0. 0. 13 16 6.693 11.477 0. -286. 0. 0. 2 12 1.27 29.95 489.8 3174.6 0.091 0. 12 15 4.532 9.613 0. -247.2 0. 0. 12 13 2.993 5.133 0. -127.9 0. 0. 3 14 2.19 43.35 314. 1851. 0.096 0. 14 15 9.275 9.622 0. -221. 0. 0. 1 11 0.25 6.8 925.62 7289.25 0.096 0. 10 11 0.25 0. 75.56 595.04 0.335 0. 11 13 0.25 11.0 0. 0. 0. 0.
Таблица П10.3
Результаты расчета режима наибольшихнагрузок Ветвь/узел P, мВт Q, мВАр I U б ∆U
 
№
узла
№
 узла задано расчёт задано расчёт кА кВ град. кВ
  1 11 /> -47.4 /> -7.3 2.764 /> /> .681
  /> 1 -47.4 -47.4 -7.3 -7.3 /> 10.0 -13.3
  2 12 /> -33.0 /> -5.2 2.026 /> /> .380
  /> 2 -33.0 -33.0 -5.2 -5.2 /> 9.5 -15.1
  3 14 /> -20.0 /> -3.3 1.152 /> /> .136
  /> 3 -20.0 -20.0 -3.3 -3.3 /> 10.2 -17.1
  4 7 /> -7.0 /> -1.2 0.406 /> /> .479
  /> 4 -7.0 -7.0 -1.2 -1.2 /> 10.1 -16.9
  5 8 /> -6.6 /> -1.0 0.390 /> /> .281
  /> 5 -6.6 -6.6 -1.0 -1.0 /> 9.9 -15.9
  6 9 /> -25.0 /> -3.9 1.508 /> /> .842
  /> 6 -25.0 -25.0 -3.9 -3.9 /> 9.7 -15.1
  7 4 /> 7.0 /> 1.6 0.128 /> /> .479
  7 10 /> -7.0 /> -1.6 0.128 /> /> .504
  /> 7 0.0 0.0 0.0 0.0 /> 32.7 -14.1
  8 5 /> 6.6 /> 1.4 0.117 /> /> .281
  8 10 /> -6.6 /> -1.4 0.117 /> /> .831
  /> 8 0.0 0.0 0.0 0.0 /> 33.3 -14.2
  9 6 /> 25.2 /> 6.8 0.145 /> /> .842
  9 13 /> -25.2 /> -6.8 0.145 /> /> .080
  /> 9 0.0 0.0 0.0 0.0 /> 103.8 -9.2
  10 7 /> 7.5 /> 2.1 0.128 /> /> .504
  10 8 /> 6.9 /> 1.8 0.117 /> /> 1.831
  10 11 /> -14.4 /> -3.9 0.245 /> /> 0.035
  /> 10 0.0 0.0 0.0 0.0 /> 35.2 -11.6
  11 1 /> 47.5 /> 9.5 0.267 /> /> .681
  11 10 /> 14.5 /> 4.6 0.084 /> /> .035
  11 13 /> -62.1 /> -14.1 0.350 /> /> .818
  /> 11 0.0 0.0 0.0 0.0 /> 105.0 -11.6
  /> /> /> /> /> /> /> /> />
  12 2 /> 33.2 /> 8.5 0.185 /> /> .380
  12 13 />
  12 15 /> 31.4 /> -44.2 0.365 /> /> 3.000 13 9 /> 25.8 /> 4.7 0.142 /> /> .080 13 11 /> 62.2 /> 18.1 0.350 /> /> 1.818 13 12 /> 55.6 /> -35.2 0.356 /> /> .157 13 16 /> -143.6 /> 12.3 0.379 /> /> .657 /> 13 0.0 0.0 0.0 0.0 /> 106.8 -8.1 14 3 /> 20.1 /> 5.1 0.111 /> /> .136 14 15 /> -20.1 /> -5.1 0.111 /> /> .074 /> 14 0.0 0.0 0.0 0.0 /> 107.9 -12.8 15 12 /> -30.4 /> 43.2 0.351 /> /> .000 15 14 /> 30.4 /> 2.8 0.108 /> /> .074 /> 15 94,6 94,6 /> 5.9 /> 110.0 -12.0 16 13 /> 51,2 /> 5.1 0.379 /> /> .657 /> 16 /> 51,2 /> 5.1 /> 115.5 0.0
Таблица П10.4
Параметры узлов в режиме наименьшихнагрузокУзел № Код Uном Нагрузка Генерация /> /> кВ P, мВт Q, мВАр P, мВт Q, Мвар 1 3 10. 15,8 7,2 0. 0. 2 3 10. 6,6 3,2 0. 0. 3 3 10. 2,0 0,911 0. 0. 4 3 10. 1,4 0,6 0. 0. 5 3 10. 2,2 1,066 0. 0. 6 3 10. 2,5 1,06 0. 0. 7 3 35. 0. 0. 0. 0. 8 3 35. 0. 0. 0. 0. 9 3 110. 0. 0. 0. 0. 10 3 35. 0. 0. 0. 0. 11 3 110. 0. 0. 0. 0. 12 3 110. 0. 0. 0. 0. 13 3 110. 0. 0. 0. 0. 14 3 110. 0. 0. 0. 0. 15 1 110. 0. 0. 20. 0. 16 112.2 0. 0. 0. 0.
Таблица П10.5
Параметры ветвей в режиме наименьшихнагрузокВетвь R X G B Кt /> 4 7 0.7 7.3 152. 937.2 0.314 0. 5 8 0.44 5.05 239.7 1322. 0.299 0. 7 10 9.275 9.362 0. 0. 0. 0. 8 10 7.003 9.635 0. 0. 0. 0. 6 9 2.19 43.35 314. 1851. 0.096 0. 9 13 10.29 10.674 0. -245.2 0. 0. 13 16 6.693 11.477 0. -286. 0. 0. 2 12 1.27 29.95 489.8 3174.6 0.091 0. 12 15 4.532 9.613 0. -247.2 0. 0. 12 13 2.993 5.133 0. -127.9 0. 0. 3 14 2.19 43.35 314. 1851. 0.096 0. 14 15 9.275 9.622 0. -221. 0. 0. 1 11 0.25 6.8 925.62 7289.25 0.096 0. 10 11 0.25 0. 75.56 595.04 0.335 0. 11 13 0.25 11.0 0. 0. 0. 0.