I_г = = -2,53 А

I_гном = = 9,531 А

I_г = 2,53 кА < I_{г ном} = 9,531 кА

Исследуем возможность самовозбуждения генератора.

Х_с = (j·Y₁/2)^-1 = -j947.4 Ом

Х_р = j·525²/Q_р = j1864 Ом

Z₁ = R₁ + jX₁ + Х_с· Х_р/( Х_с+ Х_р) = 15.49 - j1777 Ом

Z_внеш = Z₁· Х_с /( Z₁+ Х_с) = 1,87 - j618 Ом

X_d = j·1.31·500²/306 = 1070 Ом

Z_вн носит емкостной характер => возможно самовозбуждение генератора.

Т.к. X_d= 1070 Ом < X_вн = 1777 Ом, то рабочая точка не попадает в зону самовозбуждения.

Рис.2.5. Зоны самовозбуждения генератора

2.3.5 Расчёт режима синхронизации на шинах передающей станции

В этом случае линия, через которую осуществляется синхронизация, включена со стороны промежуточной подстанции и отключена со стороны ГЭС.

Рис.2.6. Схема замещения электропередачи в режиме синхронизации на шинах передающей станции

Значения U₂, P_C берем из предыдущего режима:

U₂=488,3 кВ, P_CИС=529 МВт

U_1хх = U₂/cos(в₀•?) = 488,3 /cos(1,111•10-³•510) = 568,4 кВ.

Необходимо, чтобы U_1хх ? 525 кВ.

Для понижения напряжения на холостом конце головного участка ставим там реакторы.

Z_c = Ом

в = Im= 1,111·10^-3 рад/км

А = cos(в·L₁) = 0,844

А_э = 488,3 / 525= 0,914

В = Z_c ·sin(в·L₁) = 150.45

Y_ртреб = (А_э - А)/В = 4,646·10^-4 См

Y_р = 180/525² = 6,531·10^-4 См

N = Y_ртреб / Y_р = 0,7

Т. о. устанавливаем группу реакторов 3•РОДЦ - 60.

Тогда

U_1XX = = 518,4 кВ

Q_p = 180·(U_1ХХ/525)² = 180·(518,4/525)² = 175,5 МВАр

Q'_л1 = U_1ХХ²· Y₁/2 - Q_p =518,4²·2,111·10^-3/2 - 175,5 = 108,1 МВАр

Q”_л1 =Q'_л1 - (Q'_л1/U_1XX)²· X₁ = 101,6 МВAp

Q₂ = Q”_л1 + 488,3²· Y₁/2 = 101,6 - 488,3²·2,111·10^-3/2 = 353,3 МВАр

P_сис = Р_пс = 529 МВт

Q_сис = 91,8 МВAp

Q_ат = Q₂ + Q_сис =353,3 + 91,8 = 445,1 МВAp

U'₂ = 488,3 - Q_ат·X_t2 /488,3= 488,3 - 445,1·30,55/488,3 = 459,9 кВ

Установим две группы реакторов 3•РОДЦ - 60

Q_ат = Q₂ + Q_сис - Q_p =353,3 + 91,8 - 2·175,5 = 94,2 МВAp

U'₂ = 488,3 - Q_ат·X_t2 /488,3= 488,3 - 94,2·30,55/488,3 = 482,3 кВ

U_сн = U'₂·220/500 = 221,8 кВ

Q'_ат = Q_ат - 94,2 - ·30,55= 55,8 МВAp

Р_н = 10 МВт

Р_атс = Р_пс - Р_н = 529 - 10 = 519 МВт

Q_атс = Р_атс· tgц_пс =519·tg(arccos(0.96))=151,4 МВAp

Q'_нн = Q'_ат - Q_атс = 55,8 - 151,4 = -95,5 МВAp

Q_нн = Q'_нн - (Q'_нн/ U'₂)²· X_tн2 = -97,8 МВAp

U_нн = (U'₂ - Q'_нн ·X_tн2 /U'₂)·(10.5/500) = 10,49 кВ

Необходима установка двух СК типа КСВБ0-50-11.

Таким образом для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа 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: спроектирована электропередача от строящейся ГЭС, мощностью 1020 МВт в энергосистему, имеющую оперативный резерв 320 МВт, с промежуточной подстанцией, мощностью 520 МВт. Было выбрано два варианта электропередачи, удовлетворяющих условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей промежуточной подстанции, а так же приемной системы, обеспечиваемых электроэнергией от ГЭС. Для этих двух вариантов выбрали номинальные напряжения и сечения проводов участков электропередачи, схемы электрических соединений передающей станции и промежуточной подстанции. Затем из двух вариантов выбрали первый. Критерием определения рационального варианта является минимум приведенных затрат (З₁ = 4800 тыс. руб. З₂ = 6139 тыс. руб.). Для выбранной электропередачи рассчитали основные режимы: наибольшей передаваемой мощности, наименьшей передаваемой мощности, послеаварийный. Так же рассчитали режимы синхронизации на шинах промежуточной подстанции и на шинах передающей станции. В результате расчета режимов получили, что для обеспечения всех режимов необходима дополнительная установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11.

3. РАЗВИТИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

3.1. Анализ исходных данных

3.1.1 Характеристика электрифицируемого района

Сеть будем проектировать в Западной Сибири. Данному региону соответствует I район по гололёду и II по ветру. Регион находится в умеренном климатическом поясе. Среднегодовое количество осадков от 400 до 1000 мм. Максимальная температура воздуха +43°С, минимальная -37°С. В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение, металлургия и металлообработка, легкая, химическая, строительных материалов и пищевая промышленности.

3.1.2 Характеристика потребителей

В соответствии с заданием на проектирование развития сети районная электрическая сеть будет обеспечивать шесть пунктов потребителей электроэнергии, которые характеризуются следующими данными:

- в пункте 1 содержится 50% потребителей - I категории, 30% - II категории, 20% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 79 МВт;

- в пункте 2 содержится 70% потребителей - I категории, 20% - II категории, 10% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Пик нагрузки приходится на период времени с 4 до 12 часов и составляет 33 МВт;

- в пункте 3 содержится 40% потребителей - I категории, 30% - II категории, 30% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,91. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 20 МВт;

- в пункте 4 содержится 20% потребителей - I категории, 20% - II категории, 60% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пик нагрузки 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 нагрузки приходится на период времени с 16 до 20 часов и составляет 11 МВт;

- в пункте 6 содержится 25% потребителей - I категории, 25% - II категории, 50% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Пик нагрузки приходится на период времени с 8 до 16 часов и составляет 25 МВт.

Во всех пунктах находятся промышленные предприятия и коммунальные потребители, часть потребителей каждого из пунктов относится к I категории электроснабжения, для которых перерыв в электроснабжении допускается только на время автоматического восстановления питания, значит электроприемники должны питаться по двухцепным линиям.

Номинальное напряжение вторичных сетей всех пунктов - 10 кВ.

3.1.3 Характеристика источников питания

Источником питания ИП1 является мощная узловая подстанция. Она имеет следующие классы напряжений :220 кВ, 110 кВ и 35 кВ. Рассматриваемая сеть питается от напряжения класса 110 кВ.

В качестве источника питания ИП2 выступает мощная узловая подстанция 500/110/10 кВ.

3.2 Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

3.2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

Потребная мощность сети равна сумме максимальной зимней нагрузки и потерь мощности, которые составляют примерно 5 % от суммарной максималь-ной зимней нагрузки.

По заданным графикам нагрузки найдем суммарную зимнюю максимальную активную мощность 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. Аналогично получим 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 значению Р_ИП сети до реконструкции, наибольшая мощность ИП1:

Р_ИП1 = 90,6 МВт

Рассчитаем наибольшую активную мощность балансирующего источника питания ИП2(без учета потерь):

Р_ИП2 = Р_?Зmax - Р_ИП1 = 139 - 90,6 = 48,4 МВт

Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего 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 Составление баланса реактивной мощности

Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в линиях, потерь реактивной мощности в трансформаторах, за вычетом зарядной мощности линий.

,

где - потребная реактивная мощность,

- суммарная реактивная максимальная мощность нагрузки,

- потери реактивной мощности в линиях,

- потери реактивной мощности в трансформаторах,

- зарядные мощности линий.

Найдем потери реактивной мощности в трансформаторах, которые составляют 10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки. Максимальная полная мощность - в период с 8 до 12 часов:

Найдем суммарную максимальную зимнюю реактивную мощность нагрузки, путем графического 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. Аналогично получим 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 покрытия потребности потребителей, поэтому на всех пунктах необходима установка компенсирующих устройств.

Размещение КУ производим по условию равенства cosц у потребителей.

Найдем cosц_{ср. взв}

Таблица 3.2

Расчет желаемой реактивной мощности в пунктах

№ 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 cosц:

Расчет сведем в таблицу П5.5 (приложение 5).

3.3 Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети

3.3.1 Составление рациональных вариантов схем сети

Составим несколько вариантов схем развития сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушных линий электропередач.

Схема должна быть надежной, гибкой, приспособленной к разным режимам распределения мощности, возникающих в результате изменений нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях.

Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды.

Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов - линий и подстанций.

Исходя из этих требований рассмотрим два варианта развития сети (рис. см. в приложении 6).

3.3.2 Предварительный выбор напряжения

Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двухцепные (N = 2).

Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий. Выбор будем производить по формуле Илларионова Г. А.:

Произведем выбор напряжения линий для вариантов схем сети. Результат представим в виде таблицы П6.1 (приложение 6).

Таким образом, в данном варианте развития существующие линии сохраняют свой 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 в первом 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.

3.3.3 Выбор сечений проводов

Критерием для выбора сечений проводов воздушных линий является минимум приведенных затрат. Выбор сечений проводов производится на основе метода экономических токовых интервалов в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, 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 трем условиям. Результаты сведем в таблицу (см. приложение 7).

Аналогично для второго варианта (см. табл. П7.2, приложение 7).

3.3.4 Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов двухтрансформаторных подстанций определяется аварийным режимом трансформатора. Мощность необходимо выбрать такой, чтобы при выходе из строя одного из них, оставшийся трансформатор мог обеспечивать, с допустимой аварийной перегрузкой 40% в течение 5 суток длительностью не более 6 часов 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 меньшей к S_{ТР.РАСЧ.} мощностью.

Найдем эквивалентную начальную нагрузку:

Найдем эквивалентную нагрузку для периода перегрузки.

По таблице 1.36 [3] для данной системы охлаждения при заданной температуре окружающей среды в послеаварийном режиме находим К_2доп , если К_2доп < К₂ , то по нагрузочной способности трансформатор не проходит.

Тогда проверяем по нагрузочной способности трансформатор со следующей по шкале мощностью.

Проверим возможность использования трансформатора ПС1 ТРДН-40000/110, а так же выберем трансформатор ПС6 и ПС5 во 2-м варианте (замена трансформатора 35 кВ на 110 кВ). Расчет представлен в приложении 8.

3.3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

В предыдущих пунктах для двух вариантов схем было выбрано номинальное напряжение линий, сечения проводников и трансформаторы у потребителей. Для дальнейшего выбора одного варианта из двух, необходимо провести их технико-экономический расчёт. Наиболее рациональным будет вариант с минимумом приведенных затрат.

Рассмотрим только вновь сооружаемую часть схемы: ВЛ6, ВЛ7, ПС6, а так же учтем 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 для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант 1.

3.4 Расчёты параметров основных режимов работы сети

3.4.1 Составление схемы замещения и определение её параметров

Расчётная схема электросети составляется из схем замещения линий электропередачи, трансформаторов, автотрансформаторов, реакторов, батарей конденсаторов.

В подразделе 3.3 выполнено технико-экономическое сравнение выбранных вариантов 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 сопротивление необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза.

Рис.3.1 Схема замещения электрической сети

3.4.2 Расчет и анализ режима наибольших нагрузок

Расчеты режимов электрических сетей выполняются для определения:

1)загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потоком мощности;

2)сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;

3)уровня напряжения в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах; потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь;

При анализе ожидаемых в перспективе установившихся режимов следует различать расчетные длительные (регулярные) потоки мощности по сети, которые могут иметь место в нормальных режимах работы энергосистем, и расчетные максимальные (нерегулярные) потоки, определяемые случайными отклонениями от нормальных режимов.

На формирование потоков реактивной мощности кроме факторов, определяющих потоки активной мощности, значительное влияние оказывают потери реактивной мощности в сети и зарядная мощность линии. Обычно рассматриваются следующие режимы работы:

1) Режим наибольших нагрузок;

2) Режим наименьших нагрузок;

3) Послеаварийные режимы:

а) Отключение одной цепи наиболее загруженной линии в режиме зимнего максимума

б) Отключение одного из двух трансформаторов (наиболее мощного) в режиме зимнего максимума.

Расчёт режимов электрической сети произведём с помощью ЭВМ программой RUR (E\RUR\rur.exe).

Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе в зимний период.

Исходные данные для расчета рекомендуется подготовить в следующей последовательности:

1. Составить граф электрической сети (рис.3.12).

2. Параметры узлов, параметры ветвей оформить в виде таблиц.

Ввод исходных данных производится следующим образом. Создается единая информационная база данных, где под каждый элемент отводится своя унифицированная форма записи.

Форма записи для узлов:

Номер узла, код узла (признак задания исходных данных) Uo, P; Q.

Код= | 3, исходные данные (Р,Q);

| 2, введение дополнительного узла, исходные данные (д,Q)

| 1, опорные узлы, исходные данные (U, Р);

| 0, балансирующий узел совмещен с базисным, исходные данные(U,д)

Uо[кВ] - либо номинальное напряжение, либо напряжение, которое будет задаваться.

Р[МВт], Q[Мвар] - активная и реактивная мощность нагрузки 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 аргумент коэффициента трансформации.

Для линий электропередачи используется II-образная схема замещения, а для трансформаторных ветвей - Г-образная схема замещения.

Проводимости G и В тpaнcфopмaтоpа приводятся к напряжению начала ветви, сопротивления R и Х - к напряжению конца ветви. Началом трансформаторной ветви является низшее напряжение Кт=Ui/Uj. Признак воздушной ЛЭП (ВЛЭП) Кт=0. Для ВЛЭП В<0 - емкостной характер, для трансформатора В>0 - индуктивный характер.

В расчетной схеме узлы нумеруются в произвольной последовательности, начиная с первого. Базисному узлу присваивается наибольший номер.

Результаты расчета и исходные данные для режима наибольших нагрузок приведены в таблицах приложения 10.

Анализ режима наибольших нагрузок: Получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10.5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. Выбранные провода всех линий проходят по допустимым токам. Распределение токов и мощностей по проводам линий представлено в таблице.

Таблица 3.3 Анализ режима наибольших нагрузок

Линия	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

3.4.3 Расчет и анализ режима наименьших нагрузок

Для режима наименьших нагрузок необходимо рассматривать минимальную нагрузку в системе в летний период. Считаем, что в летний период все компенсирующие устройства отключены.

Результаты расчета и исходные данные для режима наименьших нагрузок приведены в в приложении 10.

Анализ режима наименьших нагрузок: Получили в первом, третьем, четвёртом, пятом пунктах напряжение у потребителя больше требуемого ПУЭ U=10кВ, а во втором - меньше требуемого. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. Выбранные провода всех линий проходят по допустимым токам. Распределение токов и мощностей по проводам линий представлено в таблице.

Таблица 3.4

Анализ режима наименьших нагрузок

Линия	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

3.4.4 Расчет и анализ послеаварийного режима

а) Пусть произошло отключение одной цепи на наиболее загруженной линии ВЛ ИП1-2. Т.к. ПС2-ответвительная, то произойдёт отключение и одной цепи на линии ВЛ2-1.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 во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10,5кВ.Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН.

Таблица 3.5

Анализ режима аварийного отключения одной цепи наиболее загруженной линии

Линия	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 позволяет дальнейшую 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 изменятся следующим образом: сопротивления обмоток увеличатся в два раза, а потери холостого 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 потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН.

Таблица 3.6

Анализ режима отключения наиболее мощного трансформатора

Линия	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, второй позволяет дальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества электроснабжения (хотя и при падении надёжности).

3.5 Регулирование напряжения сети

Для того, чтобы выдержать необходимые напряжения на приёмниках, ПУЭ предписывается регулировать напряжение на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети. В период наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме напряжение должно быть не ниже 105% номинального, а в период наименьших - не выше 100% номинального.

Для регулирования напряжения применяем трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН). Выберем необходимое число отпаек РПН трансформатора для соответствующего 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
ДUрег, %	±9Ч1,78	±9Ч1,78	±9Ч1,78	±6Ч1,5	±9Ч1,3
Е, %	5	5	5	10	0

При этом коэффициент трансформации считается по формуле:

X-шаг(отпайка) изменения напряжения с помощью РПН, n-количество отпаек.

Изменённый коэффициент трансформации вводится для повторного расчёта режима на ЭВМ.

Таблица 3.8

Результаты расчёта установившегося режима после 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 электрической сети. В ходе работы была определена потребная району мощность, величина которой равна 139 МВт, составлен баланс активной и реактивной мощности. С учётом географического положения пунктов были составлены рациональные варианты схемы развития сети. Для выбранных схем были предварительно определены напряжения для линий по формуле Г.А.Илларионова, далее выбрали (проверили): сечения проводов, трансформаторы у потребителей. Затем произвели технико-экономическое сравнение вариантов схем, оценив для каждого капиталовложения и издержки, по результатам которого выбрали наиболее рациональный вариант. Для выбранного варианта схемы была составлена схема замещения, и произведён расчет её параметров. Далее осуществили расчёт и анализ режима наибольших нагрузок, наименьших нагрузок и послеаварийного режима. В этих трёх режимах значения напряжений у потребителей оказались отличными от требуемых ПУЭ (для режима наибольших нагрузок и послеаварийных режимов оно составляет 10,5кВ, для режима наименьших нагрузок-10кВ), что было отрегулировано с помощью РПН.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

4.1 Линия электропередачи 500 кВ

Порядок выполнения расчётов:

1. Определяются капитальные вложения. Капитальные вложения подсчитываются по 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 необходимость установки дополнительных устройств:

Двух СК КСВБ-50/11,

9 групп реакторов 3хРОДЦ-60/500

Учтём эти устройства при расчёте кап. вложений в электропередачу.

З = Е_н· К + И

К = К _л1 + К _л2 + К_ГЭС + К_П/СТ

1) К_л1 = 2·к_0(300))· ?₁ = 2·49,3•510 = 50286 тыс. руб.

2) К_л2 = к_0(300))· ?₂ = 49,3•380 = 18734 тыс. руб.

3) К_ГЭС = К_орувн + К_тр + К _пч

К_орувн = 9·260 = 2340 тыс. руб.

К_тр = 4•493 = 1972 тыс. руб.

К_пч = 4100 тыс. руб.

К_ГЭС = 2340 + 1972+ 4100 = 8412 тыс. руб.

4) К_П/СТ = К_{ОРУ ВН} + К_{ОРУ СН} + К_ТР + К _пч + К_КУ

К_{ОРУ ВН} = 260•6 =1560 тыс. руб.

К_{ОРУ СН} = 110•8 =880 тыс. руб.

К_ТР = 2•1260 = 2520 тыс. руб.

К _пч = 4100 тыс. руб.

К_КУ = К_Р + К_СК

К_КУ = 380•9 + 1150 = 4570 тыс. руб.

К_П/СТ = 1560 + 880 + 2520 + 4100 + 4570 = 13630 тыс. руб.

Тогда К = 50286 +18734+ 8412 + 13630 = 91062 тыс. руб.

И =И _а.о.р. + И _{потери ээ}

И _а.о.р. = И _{а.о.р.вл} + И _{а.о.р.ору вн ГЭС} + И _{а.о.р.п/ст}

И _{а.о.р.вл} = 0,028·(50286 +18734)= 1932,6 тыс. руб.

И _{а.о.р. ГЭС} = 0,078·8412 = 656,1 тыс. руб.

И _{а.о.р.п/ст} = 0,084•13630 = 1145 тыс. руб.

И _а.о.р = 1932,6 + 656,1 + 1145 = 3733,7 тыс. руб.

И_{потери ээ У} = И_{потери ээ ВЛ} + И_{потери ээ тр}

1) Определим издержки на потери электроэнергии в линиях:

а) в линии 1:

ДW_л1 = ДР _л1· ф _л1 · б _t, где б _t, = 1

ДP _л1= (S²_мах/ U²_ном )•R_л = 1059² /500² ·0,034·510/2 = 29 МВт

W_год = 5,843•10⁶ МВт·ч

Т_мах = W_год/Р_мах = 5,843•10⁶/1020 =5728 час.

ф _л1= (0,124 + 5728/10000)² ·8760 = 4253 час

ДW _л1= 29 · 4253 = 123300 МВт·ч

ДW_{кор л1} = 2•70•510 = 70000 кВт·ч

З^I = 2 коп/(кВт•час), З^II = 1,75 коп/(кВт•час)

И_{потери ээ ВЛ}= З^I•ДW_л1 + З^II•ДW_{кор л1} = 2•10^-2•123300+ 1,75•10^-2•70 = 2467 тыс. руб.

б) в линии 2:

ДW_л1 = ДР _л1· ф _л1 · б _t, где б _t, = 1

ДP _л1= (S²_мах/ U²_ном )•R_л = 519,2² /500² ·0,034·380 = 21,6 МВт

W_год = 5,843•10⁶ МВт·ч

Т_мах = W_год/Р_мах = 5,843•10⁶/1020 =5728 час.

ф _л1= (0,124 + 5728/10000)² ·8760 = 4253 час

ДW _л1= 21,6 · 4253 = 91865 МВт·ч

ДW_{кор л1} = 2•70•380 = 53200 кВт·ч

З^I = 2 коп/(кВт•час), З^II = 1,75 коп/(кВт•час)

И_{потери ээ ВЛ}= З^I•ДW_л1 + З^II•ДW_{кор л1} = 2•10^-2•91865+ 1,75•10^-2•53,2 =

1838 тыс. руб.

Тогда И_{потери ээ ВЛ} = И_{потери ээ ВЛ1} + И_{потери ээ ВЛ2} =2467 + 1838 =4305 тыс. руб.

2)Определим издержки на потери энергии в трансформаторах

а) в трансформаторах ГЭС 500/10:

И_{потери ээ тр} = З^I•ДР _к.з(S_нг.мах./S_ном.т)².ф _т + З^II•ДР _х.х ·8760

И_{потери ээ тр} = 2•10^-2••0,121(2346_./1251)²•4129,6 + 1,75•10^-2•4•0,42 ·8760 =

365,32 тыс. руб.

б) в трансформаторах промежуточной подстанции 500/220/10:

И_{потери ээ тр п/ст} = З^I•ДР _к.з(S_нг.мах./S_ном.т)².ф _т + З^II•ДР _х.х ·8760

И_{потери ээ тр 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.

И_{потери ээ тр} = И_{потери ээ тр ГЭС} + И_{потери ээ тр п/ст} = 365,32 + 139,9 = 505,22 тыс. руб.

И_{потери ээ У} = И_{потери ээ ВЛ} + И_{потери ээ тр} = 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 тогда окончательно приведенные затраты на схему варианта 2 будут равны:

З = Е_н· К + И

З = 0,12· 91062+ 8543,92 = 19471,36 тыс. руб.

Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети: С = И /W_год

С = 8543,92 /5,843•10⁶ = 1,46 руб./МВт·ч = 0,146 коп/кВт•ч

4.2 Районная электрическая сеть

Аналогичные расчеты выполняем для районной сети. Расчеты представим в виде таблиц.

Таблица 4.1

Капиталовложения в линии

ВЛ	Провод	Длина, км	U, кВ	К0 тыс. руб./км	К, тыс. руб.	КУ, 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
КпсУ, тыс руб	2244

Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:

К_У = К_л + К_пс = 5616 + 2244 = 7860 тыс. руб.

Учтем возвратную стоимость двух трансформаторов ТДТН-40000/110, двух трансформаторов 35 кВ, двух ячеек выключателей 35 кВ с ОРУ СН пункта 1, линии 35 кВ (при реконструкции сети).

К_{возврТ110} = 234·(1 - 3,5·25/100) = 29,25 тыс. руб.

К_{возврТ35} = 83,6·(1 - 3,5·25/100) = 10,45 тыс. руб.

К_{возврQ35} = 9·2·(1 - 3,5·25/100) = 2,25 тыс. руб.

К_{возврВЛ35} = 920·(1 - 2·25/100) = 460 тыс. руб.

К_возврУ = 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тыс. руб.

Тогда К_У = 7860 - 501,95 = 7358 тыс. руб.

Найдем суммарные издержки.

И_{а.о.р.ВЛ} = А_Л·К_Л = 0,028·5616 = 157 тыс. руб.

И_{а.о.р.ПС} = А_ПС·К_ПС = 0,094·2244 = 211 тыс. руб.

И_Уа.о.р. = И_{а.о.р.ВЛ} + И_{а.о.р.ПС} = 157 + 211 = 368 тыс. руб.

Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах

Таблица 4.3

Расчет потерь электроэнергии в линиях

Линии	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
ДWгод т, МВт	1842	819	514	252	346,7	610,2

ДW_ГОД.ВЛ =У ДW_год.вл - годовые потери энергии во всех линиях

ДW_ГОД.Т =У ДW_год.т - годовые потери энергии во всех трансформаторах

ДW_ГОД = ДW_ГОД.ВЛ + ДW_ГОД.Т - суммарные годовые потери энергии

ДW_ГОД.ВЛ =15100 МВт·ч/год

ДW_ГОД.Т = 4400 МВт·ч/год

ДW_ГОД = 15100 + 4400 = 19500 МВт·ч/год

Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп = 0,01 тыс.руб/МВт·ч

И_{Употерь} = 0,01·19500 = 195 тыс. руб.

И_У = 368 + 195 = 583 тыс. руб.

Расчёт себестоимости передачи электроэнергии выполним по формуле:

Вывод: В данной главе определили технико-экономические показатели электропередачи: для линии СВН и для районной сети. Были приведены полные капиталовложения, полные ежегодные издержки, расчёт себестоимости передачи электроэнергии, которая составила 1,46 руб за МВт·час для линии 500 кВ и 0,844 руб за МВт·час для районной сети.

5. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ТРЕБОВАНИЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРИ ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЯХ ИЗОЛЯЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ

5.1 Назначение и существующие методы профилактических испытаний изоляции действующих воздушных линий электропередачи

За состоянием изоляторов ведутся наблюдения при осмотрах линий, при верховых осмотрах линий под напряжением, при верховых ревизиях отключенных линий; производятся периодические замеры распределения потенциала по гирлянде для фарфоровых изоляторов с помощью измерительной штанги с целью выявления «нулевых» и дефектных изоляторов.

Характер распределения потенциала по гирлянде с хорошими изоляторами может быть представлен в виде графика (рис. 5.1), где по оси абсцисс отложено количество изоляторов в гирлянде, начиная от траверсы и кончая изолятором у провода, а по оси ординат -- напряжения, приходящиеся на каждый элемент. Из графиков видно, что распределение потенциала по гирлянде неравномерное: под наибольшим напряжением находится изолятор у провода; к середине гирлянды напряжение, приводящееся на каждый элемент, падает, а к траверсе вновь начи-нает возрастать. Существуют таблицы распределения напряжения по изоляторам в гирляндах для линий 35 - 500 кВ и нормы отбраковки.



рис. 5.1. График распределение напряжения по гирлянде 110 кВ

Производя замер напряжения, приходящегося на каждый элемент испытуемой гирлянды, и сравнивая его с нормами отбраковки, можно судить о качестве изоляторов. При этом бракуются те изоляторы, которые выдерживают менее 50% значения напряжения, указанного в таблице. Для замеров напряжения используют штангу с переменным искровым промежутком.

Более простым методом замера изоляторов является отбраковка 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 по напряжению, равному 2 кВ, а поэтому отбраковываются изоляторы, которые выдерживают напряжение 2 кВ и ниже. Наличие искры между электродами разрядника в этом случае свидетельствует о годности изолятора. Если же искры и треска нет, следовательно, изолятор бракуется и подлежит замене.

Таким образом, применяя головку штанги с постоянным искровым промежутком, мы не выявим те неполноценные изоляторы, которые выдерживают менее 50% положенного для этого элемента напряжения, поскольку напряжение на нем выше 2 кВ и «жужжащая» штанга этот неполноценный изолятор не выявит.

Преимуществами штанги с постоянным искровым промежутком являются ее простота и более высокая производительность труда при контроле изоляторов.

Для контроля изоляторов в натяжных гирляндах анкерных опор линий 500 кВ разработана и применяется ползунковая штанга.

В тех случаях, когда по условиям техники безопасности нельзя произвести контроль изоляторов штангами, могут применяться схемы для контроля изоляторов повышенным напряжением 50 кВ от постороннего источника питания на отключенных и заземленных линиях. Эти схемы ввиду сложности и громоздкости не нашли широкого распространения.

Чаще в этих случаях применяют мегаомметр на 2,5 кВ, которым измеряют сопротивления изоляции при сухой поверхности изолятора на отключенной и заземленной линии. Изоляторы, имеющие сопротивление менее 300 МОм, подлежат замене.

Контроль линейной изоляции штангами производится в первый год эксплуатации и в дальнейшем не реже 1 раза в 6 лет. В отдельных случаях из-за плохого качества изготовления изоляторов указанные сроки приходится сокращать в зависимости от результатов предыдущих измерений.

5.2 Испытание изоляции мегаомметром

1) Измерения мегаомметром в процессе эксплуатации разрешается выполнять обученным работникам из числа электротехнического персонала. В электроустановках напряжением выше 1000 В измерения производятся по наряду, в электроустановках напряжением до 1000 В - по распоряжению.

В тех случаях, когда измерения мегаомметром входят в содержание работ, оговаривать эти измерения в наряде или распоряжении не требуется.

Измерять сопротивление изоляции мегаомметром может работник, имеющий группу III.

2) Измерение сопротивления изоляции мегаомметром должно осуществляться на отключенных токоведущих частях, с которых снят заряд путем предварительного их заземления. Заземление с токоведущих частей следует снимать только после подключения мегаомметра.

3) При измерении мегаомметром сопротивления изоляции токоведущих частей соединительные провода следует присоединять к ним с помощью изолирующих держателей (штанг). В электроустановках напряжением выше 1000 В, кроме того, следует пользоваться диэлектрическими перчатками.

4) При работе с мегаомметром прикасаться к токоведущим частям, к которым он присоединен, не разрешается. После окончания работы следует снять с токоведущих частей остаточный заряд путем их кратковременного заземления.

5.3 Требования к конструкции штанг по условиям техники безопасности

1) Штанги изолирующие предназначены для оперативной работы (операции с разъединителями, смена предохранителей, установка деталей разрядников и т.п.), измерений (проверка изоляции на линиях электропередачи и подстанциях), а также для наложения переносных заземлений.

2) Общие технические требования к штангам изолирующим оперативным 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 нескольких звеньев. Для соединения звеньев между собой могут применяться детали, изготовленные из металла или изоляционного материала. Допускается применение телескопической конструкции, при этом должна быть обеспечена надежная фиксация звеньев в местах их соединений.

5) Рукоятка штанги может представлять с изолирующей частью одно целое или быть отдельным звеном.

6) Конструкция и масса штанг должны обеспечивать возможность работы с ними одного человека. При этом наибольшее усилие на одну руку (поддерживающую у ограничительного кольца) не должно превышать 80 Н для измерительных 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 штанг

Номинальное 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 при работах штангами на неотключенных ВЛ

1) Работы с измерительными штангами на линиях и подстанциях, находящихся под напряжением, при тумане, дожде, мокром снегопаде и т. п., когда изолирующая часть штанги будет увлажняться, запрещаются.

2) Работы должны вестись бригадами не менее чем из 2 чел., один из которых должен иметь квалификацию по технике безопасности не ниже группы IV, а остальные - не ниже группы III.

Во время работы один из состава бригады должен находиться на земле. Производить измерения разрешается любому из них. Измерения производятся с опор или специальных приспособлений.

3) Подниматься на опору следует без штанги. Подъем штанги на опору должен производиться при помощи каната; при этом штанга должна быть в вертикальном положении, рабочей частью вверх; при подъеме не допускать раскачивания и ударов ее об опору.

Подъем штанги на невысокие опоры или конструкции разрешается путем передачи штанги из рук в руки после укрепления работающих предохранительным поясом.

4) При производстве измерений запрещается касаться штанги выше ограничительного кольца.

5) При работах, со штангой изолирующая часть ее должна располагаться так, чтобы была исключена возможность ее перекрытия на соседние 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 или траверсы.

7) На двухцепных линиях 35 кВ работы с изолирующими штангами, когда под напряжением находятся обе цепи, разрешается производить при расстоянии 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 при отключенной второй цепи.

При работах на анкерных и угловых опорах линий 35 кВ запрещается просовывать штангу между петлей и гирляндами.

При работах на верхней фазе одностоечных опор положение работающего должно быть таким, чтобы голова его находилась ниже уровня нижнего провода на 0,6 м.

8) Работать со штангой на опорах, выполненных из столбов, пропитанных антисептиками, нужно с особой осторожностью, не допуская прикосновения штанги к пропитанным деталям опор.

Пропиточная масса с поверхности штанги должна удаляться путем протирки сухой чистой мягкой тряпкой, слегка смоченной в чистом бензине; 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 работе штанги, работы немедленно прекращаются и штанга подвергается внеочередному испытанию.

5.5 Периодические испытания штанг

1) В процессе эксплуатации механические испытания штанг не проводят.

2) Эксплуатационные электрические испытания проводятся повышенным напряжением изолирующих частей оперативных и измерительных штанг. При этом напряжение прикладывается между рабочей частью и временным электродом, наложенным у ограничительного кольца со стороны изолирующей части.

Испытаниям подвергаются также головки измерительных штанг для контроля изоляторов в электроустановках напряжением 35 - 500 кВ.

3) Все испытания должны проводиться специально обученными лицами.

4) Каждая штанга перед электрическим испытанием должна быть тщательно осмотрена с целью проверки наличия маркировки изготовителя, номера, комплектности, отсутствия механических повреждений, состояния изоляционных поверхностей. При несоответствии средства защиты требованиям испытания не проводят до устранения выявленных недостатков.

5) Электрические испытания следует проводить переменным токам промышленной частоты, как правило, при температуре (25+10)є С.

Скорость подъема напряжения до 1/3 испытательного может быть произвольной (напряжение, равное указанному может быть приложено толчком), дальнейшее повышение напряжения должно быть плавным и быстрым, но позволяющим при напряжении более 3/4 испытательного считывать показания измерительного прибора. После достижения нормированного значения и выдержки при этом значении в течение нормированного времени напряжение должно быть плавно и быстро снижено до нуля или до значения не выше 1/3 испытательного напряжения, после чего напряжение отключается (ГОСТ 1516.2).

6) Испытательное напряжение прикладывается к изолирующей части. При отсутствии соответствующего источника напряжения для испытания целиком изолирующих штанг, изолирующих частей указателей напряжения и указателей напряжения для проверки совпадения фаз допускается испытание их по частям. При этом изолирующая часть делится на участки, к которым прикладывается часть нормированного полного испытательного напряжения, пропорциональная длине участка и увеличенная на 20%.

7) Изолирующие штанги, предназначенные для электроустановок напряжением от 1 до 35 кВ включительно, испытываются напряжением, равным 3-кратному линейному, но не ниже 40 кВ, а предназначенные для электроустановок напряжением 110 кВ и выше - равным 3-кратному фазному.

8) Длительность приложения полного испытательного напряжения составляет 1 мин. для изоляции из гибких полимерных материалов и 5 мин. для изоляции из других диэлектриков.

9) Нормы и периодичность эксплуатационных испытаний штанг приведены в табл. 5.2.

Таблица 5.2

Нормы и периодичность эксплуатационных испытаний

Средство 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 РАСЧЕТ ПРОВОДОВ И ТРОСОВ В НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭВМ

Согласно [4] расчет проводов и тросов воздушных линий производится по методу допускаемых механических напряжений при воздействии нормативных нагрузок.

Различные состояния линии электропередачи называются режимами работы линии. Нормальным режимом работы строительных конструкций ВЛ называется состояние ВЛ при необорванных проводах и тросах. Аварийным режимом называется состояние ВЛ при оборванных одном или нескольких проводах или тросах. Монтажным режимом ВЛ называется состояние ВЛ в условиях монтажа опор, проводов, тросов.

Сочетания механических нагрузок в разных режимах работы ВЛ:

нормальный режим - основные сочетания;

монтажный режим - дополнительные сочетания;

аварийный режим - особые сочетания.

Предварительно, из справочников [2, 5],выписываются основные физико-механические и конструктивные данные заданной марки провода.

В результате механического расчета проводов и тросов определяются механические нагрузки, действующие на провода и тросы, внутренние напряжения, возникающие в них при самых неблагоприятных сочетаниях климатических условий, а также находятся длина пролета L_габ и наибольшая стрела провеса провода f_габ..