Линия электропередачи напряжением 500 кВ
1.
Методические указания по расчету
климатических нагрузок на ВЛ и построению региональных карт с повторяемостью 1
раз в 25 лет. Утверждены Минэнерго СССР 30/XI 1990 г.
2.
Справочник по проектированию
электроэнергетических 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 и
подстанций. 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 электростанций
и 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. / Никифоров
Е. 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) при
эксплуатации электроустановок. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. – 216 с.
11.
Правила применения и испытания средств защиты, используемых в
электроустановках. Изд. 10-е. . – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. – 95 с.
ПРИЛОЖЕНИЕ
1
Таблица П 1.1.
Время нагрева провода,
сек
Ток, 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 провода
Ток, 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, времени
и расход электроэнергии на удаление гололеда на проводе АС 120/19 при V= 5 м/с,
t, = -5°С
Способ
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 соединений
для первого варианта электропередачи
(2х3+1)АОДЦТН-
167000/500/220
Рис.П2.2. Схема электрических соединений
для второго варианта электропередачи
ПРИЛОЖЕНИЕ
3
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
Определим
издержки на потери электроэнергии в линии:
ΔWл1
= ΔР л1· τ л1· α t, где α
t, = 1
ΔP
л1= 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
ΔW
л1= 13,9 · 4253 = 59260 МВт·ч
ΔWкор
л1 = 70∙380 = 26600 МВт·ч
ЗI
= 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери
ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор
л1 =
= 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 тогда
окончательно 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
Определим
издержки на потери электроэнергии в линии:
ΔWл1
= ΔР л1· τ л1· α t, где α
t, = 1
ΔP
л1= S2мах/ U2ном · Rл
= 519,22 /5002· (0,034·380)/2 = 6,966 МВт
Тмах
= 5728 час; τ л1= 4253 час
ΔW
л1= 6,966 · 4253 = 29630 МВт·ч
ΔWкор
л1 = 2·70∙380 = 53200 МВт·ч
ЗI
= 2 коп/(кВт∙час), ЗII = 1,75 коп/(кВт∙час)
Ипотери
ээ ВЛ= ЗI∙ΔWл1 + ЗII∙ΔWкор
л1 =
= 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 тогда
окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:
З2 =
0,12·37470 + 1642,5 = 6139 тыс. руб.
ПРИЛОЖЕНИЕ
4
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 напряжения
на 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
Страницы: 1 , 2 , 3 , 4 , 5 , 6 , 7, 8 , 9 , 10