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 нагрев провода 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, когда происходит плавление гололедной пленки с последующим опаданием гололедного отложения.

Из уравнения (1.6) определяется время τ, необходимое для плавления одностороннего гололедообразования.

Из полученных результатов следует, что наиболее приемлемый диапазон электрических токов находится в пределах 5000 - 8000 А. В этом случае время плавки гололеда (с учетом времени нагрева провода) находится в пределах 3,42 - 1,05 с. Необходимая мощность от 5,6 до 14,5 тыс. кВт/км провода. Затраты электроэнергии на нагрев провода и плавление гололеда не более 4,24 кВт-ч/км провода.

Сравнение эффективности способов удаления гололедообразований. Выполненные расчеты позволяют сравнить эффективность рассмотренных способов удаления гололедообразований на проводах ВЛ.

Результаты расчетов сведены в табл. П1.3 (приложение 1).

Как видно из данных табл. П1.3., способ удаления одностороннего гололедообразования - наиболее эффективный по затратам как времени, так и электроэнергии. Этот способ дает возможность в течение одного рабочего дня удалить гололед поочередно на всех ВЛ на территории, где гололедные нагрузки увеличиваются интенсивнее, чем в других частях энергосистемы, и могут быть опасны для прочности ВЛ. Применимость данного способа зависит от технических возможностей в энергосистеме.

Выводы: вопрос о повышении надежности ВЛ при воздействиях атмосферных нагрузок достаточно актуален. В данной главе рассмотрены две статьи на эту тему. В первой поднята проблема о превышении нормативных гололедных нагрузок и уточнена методика определения атмосферных нагрузок по региональным картам [1]. Во второй статье предложены уравнения для определения токов и времени плавки гололеда на проводах ВЛ и сделаны выводы о наиболее эффективных способах удаления гололедообразований [2].

2. ЛИНИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 500 кВ

2.1 Выбор схемы, номинального напряжения и сечения проводов участков электропередачи

Проектируется электропередача, связывающая строящуюся гидроэлектростанцию с промежуточной подстанцией и мощной приемной системой.

Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию надёжного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приёмной системы, обеспечиваемых энергией от ГЭС.

Сопоставляя три заданные величины :

наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р0=1020 МВт;

наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Рп/ст =520 МВт;

оперативный резерв мощности, имеющийся в приёмной системе Ррезерв =320 МВт

наметим следующие варианты схемы участков электропередачи (т. к. проектируемая сеть располагается в Западной Сибири, то возможно использование только напряжения 500 кВ):

МВт

км

МВт

МВт

км

МВт

МВт

МВт

кВ

кВ

кВ

Рис 2.1. Вариант 1 схемы участков электропередачи

км

км

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

МВт

кВ

кВ

кВ

Рис 2.2. Вариант 2 схемы участков электропередачи

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 кВ 300/66, 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 кВ 300/66, 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 кВ 300/66, то выбираем провод: 3×АС 300/66.

Iдоп = 3∙680 = 2040 А

2040 > 2∙295=590,

значит провод по нагреву проходит

2.2 Выбор схемы электрических 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, U ном = 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 выбираем четыре 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 выбираем полуторную 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 группы автотрансформаторов (2х3+1)АОДЦТН-167000/500/220. Определим количество отходящих 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 секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходными выключателями. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи представлена на рис П2.1. (приложение 2).

Вариант 2

Схема ГЭС такая же как и в первом варианте. В качестве схемы ОРУ 500 кВ подстанции при четырех линиях применим схему трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий. На ОРУ 220 кВ схема такая же как и в первом варианте. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи представлена на рис П2.2. (приложение 2).

Выберем выключатели:

В цепи генераторов:

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

 ВВГ – 20 – 160

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

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

 ВВМ – 500Б – 31,5

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

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

 ВВБ – 220Б – 31,5/2000У1

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

2.3 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

Экономическим критерием определения наиболее рационального варианта является минимум приведенных 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 от недоотпуска 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 расчете не 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.р а.- издержки амортизацию, обслуживание и ремонт

И∑потери ээ - издержки от потерь электроэнергии

И∑а.о.р = Иа.о.р.л + И а.о р п/ст

И∑потери ээ =Ипотери ээВЛ + Ипотери тр

Иа.о.р.вл = ал· кл

ал – ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт воздушных линий в % от капиталовложений.

И а.о р п/ст = а п/ст · К п/ст

Расчет произведём для схем отличающихся частей вариантов схем 1 и 2 (2-й участок ВЛ, ОРУ ВН подстанции).

Т. к. в обоих вариантах на промежуточной подстанции применяется схема трансформаторы-шины (в 1-м с присоединением линий через два выключателя, во 2-м через полтора) и число выключателей равно шести для обеих схем, то их стоимость одинакова. Поэтому сравниваем только 2-й участок ВЛ. Расчет приведен в приложении 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.

Оценим разницу в % : ε = (6139 – 4800) ·100% /6139 = 21,8%

Т.о. схема 1 обходится дешевле, нежели схема 2, поэтому по технико-экономическим показателям наиболее рациональным вариантом схематического исполнения электропередачи является 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 См

2.4.1 Расчет режима наибольшей передаваемой мощности

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

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13