Линия электропередачи напряжением 500 кВ
Проектирование электропередачи от строящейся ГЭС в энергосистему с промежуточной подстанцией, анализ основных режимов ее работы. Механический расчет провода и троса линии электропередачи 500 кВ, технико-экономические показатели электрической сети.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 05.04.2010 |
| Размер файла | 2,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Расчет всех этих величин выполняется на ЭВМ. Программа механического расчета проводов и тросов разработана на кафедре «Электрические системы».
Рассматриваемая линия проходит по Западной Сибири, пользуясь картами районирования России по скоростным напорам ветра и толщине стенки гололеда определяем, что данная местность имеет I район по гололеду и II по ветровой нагрузке. Максимальная температура воздуха +43°С, минимальная -37°С, , температура гололеда -5°С, эксплуатационная +3°С.
С учётом уровня напряжения проектируемой линии находим нормативную толщину 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 - 18,310-6 град-1
Модуль упругости - 8,9103 даН/(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.mcd находятся графики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП.
Результаты расчета провода (rez.dat) находится в приложении 12.
Графики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП:
Рис. 6.1 Графики изменения напряжения провода от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП
Рис. 6.2 Графики изменения стрел провеса провода 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 - 1210-6 град-1
Модуль упругости - 20103 даН/(м2)
Скоростной напор - 75,3 даН/(м2)
Толщина стенки гололеда - 10 мм
Допускаемые напряжения при макс нагрузке - 31 даН/(м2)
Допускаемые напряжения 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 для различных режимов работы ЛЭП:
Рис. 6.3 Графики изменения напряжения троса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП
рис. 6.4 Графики изменения стрел провеса троса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП
Выводы: в данной главе по справочной литературе подготовили исходные данные для программы механического расчета проводов и тросов, затем произвели расчет провода АС-300/66 и провода С-70. В результате расчета получили удельные нагрузки, критические температуры и критические пролеты, а также построены графики изменения напряжения и стрел провеса от длины пролета для различных режимов работы ЛЭП.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
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 приём-ной системе Ррезерв = 320 МВт и учитывая, что электропередача располагается а Западной Сибири, спроектировали линию электропередачи напряжением 500 кВ. Произвели расчет основных режимов работы электропередачи. Для нормальной работы передачи требуются установка 9 групп реакторов 9x3xРОДЦ-60/500 и двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-50-11. Так же выполнено проектирование развития районной электрической сети: добавлены один пункт потребления и еще один источник питания; была определена потребная району мощность, которая составила 139 МВт, составлен баланс активной и реактивной мощности; для двух выбранных вариантов развития сети произвели выбор (проверку) сечений проводов и трансформаторов; в результате технико-экономического сравнения рассчитали для вариантов приведенные затраты, которые составили З1 = 541 тыс. руб. и З2 = 589 тыс. руб. и для расчетов параметров основных режимов работы сети выбрали вариант 1; по результатам расчета режимов на ЭВМ выполнили регулирование напряжения у потребителей. Себестоимость передачи электроэнергии по линии 500 кВ составляет 0,146 коп за 1 кВт·ч. Себестоимость передачи электроэнергии по районной электрической сети 0,084 коп за 1 кВт·ч. Таким образом, спроектированная электропередача удовлетворяет условиям надежного снабжения электроэнергией потребителей и является достаточно экономичной. Кроме того, выполнен обзор научно-технической литературы, в котором рассмотрены вопросы о повышении надежности работы ВЛ при воздействии атмосферных нагрузок. Так же в разделе по безопасности и экологичности приведена техника безопасности при профилактических испытаниях изоляции.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
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.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро.-М.: Энергоатомиздат 1985 г.-350с.
Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования -М.: Энергоатомиздат,1989 г.-605с.
Правила устройства электроустановок. Седьмое издание. - М.: ЭАО “Энергосервис”, 2003. - 421с.
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.
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.
О повышении надежности ВЛ при воздействии атмосферных нагрузок. / Никифоров Е. П. // Электрические станции. 2004, №2. -С.38-42.
Повышение эффективности удаления гололедообразований с проводов ВЛ. / Никифоров Е. П. // Электрические станции. 2004, №4. -С.40-48.
Андриевский В. Н. и др. Эксплуатация воздушных линий электропередачи. Изд. 3-е перераб. и доп. М., «Энергия», 1986. - 616 с.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. - 216 с.
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
Рис.П2.2. Схема электрических соединений для второго варианта электропередачи
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Расчет приведенных затрат:
Схема 1
З = Ен· К + И + У
К = К вл
Квл = ко· L = к0(300)· ?2 = 49,3•380 = 18730 тыс. руб.
И =И а.о.р. + И потери ээ
И а.о.р.вл = 0,028·18730 = 524,5 тыс.руб
Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
ДWл1 = ДР л1· ф л1· б t, где б t, = 1
ДP л1= S2мах/ U2ном · Rл = 519,22 /5002· (0,034·380) = 13,9 МВт
ф 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.
ф л1= (0,124 + 5728/10000)2 ·8760 = 4253 час
ДW л1= 13,9 · 4253 = 59260 МВт·ч
ДWкор л1 = 70•380 = 26600 МВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт•час), ЗII = 1,75 коп/(кВт•час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI•ДWл1 + ЗII•ДWкор 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 = щ•Тв•(Рнб - Ррез )•ен•Уов
щ = 0,2•10-2•380 = 0,76
ен = (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· К + И + У
З1 = 0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.
Схема 2
З = Ен· К + И
К = К вл
Квл = ко· L = к0(300)· ?2 = 2·49,3•380 = 37470 тыс. руб.
И =И а.о.р. + И потери ээ
И а.о.р.вл = 0,028·37470 = 1049 тыс.руб
Определим издержки на потери электроэнергии в линии:
ДWл1 = ДР л1· ф л1· б t, где б t, = 1
ДP л1= S2мах/ U2ном · Rл = 519,22 /5002· (0,034·380)/2 = 6,966 МВт
Тмах = 5728 час; ф л1= 4253 час
ДW л1= 6,966 · 4253 = 29630 МВт·ч
ДWкор л1 = 2·70•380 = 53200 МВт·ч
ЗI = 2 коп/(кВт•час), ЗII = 1,75 коп/(кВт•час)
Ипотери ээ ВЛ= ЗI•ДWл1 + ЗII•ДWкор 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 |
|
|
д1 |
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 |
|
|
cosцг |
0,995 |
0,997 |
0,999 |
1 |
1 |
|
|
ДPл1, МВт |
32,06 |
31,98 |
31,98 |
30,05 |
32,19 |
|
|
ДQл1, 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 |
|
|
д1 |
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 |
|
|
cosцг |
0,97 |
0,982 |
0,99 |
0,996 |
|
|
ДPл1, МВт |
5,725 |
5,75 |
5,81 |
5,9 |
|
|
ДQл1, 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 напряжения на промежуточной подстанции в режиме НМ
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
Таблица П5.1
Суммарный график нагрузки пунктов для зимы
|
t, 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 лета
|
t, 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 мощности пунктов для зимы
|
t, 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 каждого пункта для лета
|
t, 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 |
12ЧУК-10-1350 6ЧУК-900 6ЧУК-10-650 |
8ЧУК-10-1350 |
4ЧУК-10-900 2ЧУК-10-125 |
4ЧУК-10-450 |
4ЧУК-10-900 |
2ЧУК-10-1350 6ЧУК-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(ц`) |
0.988 |
0,988 |
0,987 |
0,986 |
0,988 |
0,988 |
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
Рис. П6.1. Вариант 1 L=304,1
Рис. П6.2. Вариант 2 L=275 км
Таблица П6.1.
Предварительный выбор напряжения для варианта 1
|
ВЛ |
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 |
|||||
|
PУ |
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 |
|||||
|
PУ |
36,4 |
60,4 |
70,6 |
54,6 |
67 |
36,4 |
|||||
|
ИП1-3 |
43,3 |
PУ = P3 |
4 |
8 |
20 |
20 |
12 |
4 |
61,8 |
110 |
|
|
1-4 |
43,3 |
PУ = P4 |
2,8 |
7 |
7 |
4,2 |
2,8 |
2,8 |
37,1 |
35 |
|
|
1-5 |
45,8 |
PУ = P5 |
4,4 |
4,4 |
6,6 |
6,6 |
11 |
4,4 |
46,3 |
35 |
|
|
1-6 |
48 |
PУ = 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 |
|||||
|
PУ |
20,6 |
25,6 |
48,4 |
48,4 |
54 |
20,6 |
Таблица П6.2.
Предварительный выбор напряжения для варианта 2
|
ВЛ |
L,км |
Р, МВт |
0-4 |
4-8 |
8-12 |
12-16 |
16-20 |
20-24 |
Uрасч, кВ |
Uном, кВ |
|
|
5-6 |
19 |
PУ = 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 |
|||||
|
PУ |
9,4 |
14,4 |
31,6 |
31,6 |
26 |
9,4 |
ПРИЛОЖЕНИЕ 7
Таблица П7.1.
Выбор сечений проводов для варианта 1
|
ВЛ |
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 |
ПРИЛОЖЕНИЕ 8
Составим график нагрузки каждого трансформатора, для этого просуммируем все 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 1
|
Пункт |
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 2
|
Пункт |
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 |
ПРИЛОЖЕНИЕ 9
Вариант 1
Результаты расчета капиталовложений в линии варианта №1 сведем в таблицу.
Таблица П9.1
Капиталовложения в линии для варианта 1
|
ВЛ |
Провод |
Длина, км |
U, кВ |
К0 тыс. руб./км |
К, тыс. руб. |
КУ, 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 схем необходимо знать номинальное напряжение, номинальную мощность трансформатора.
В пункте 1 осуществляем перевод ОРУ ВН со схемы 110-4Н на 110-12 и замену двух трансформаторов; в пункте 6 в качестве ОРУ ВН применяем схему 110-4.
Оценка капитальных вложений в подстанцию производится суммированием следующих стоимостных составляющих:
1. Распределительные устройства всех напряжений. Учитывает стоимость выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей, трансфор-маторов тока и напряжения, разрядников, аппаратуры управления, сигнализации, релейной защиты и автоматики, контрольных кабелей, ошиновки, строительных конструкций и фундаментов, а также соответствующих строительно-монтажных работ.
2. Трансформаторы. Расчётная стоимость включает кроме стоимости трансформатора затраты 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 и благоустройства территории, общеподстанционного пункта управления, устройств расхода на собственные нужды, аккумуляторной батареи, компрессорной, подъездных и внутриплощадных дорог, средств связи и телемеханики, маслохозяйства, водопровода, канализации, наружного освещения и прочих общестанционных элементов.
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 расширения подстанции необходимо сделать следующие коррективы:
1. Стоимость реконструкции (расширения) открытого распределительного устройства (ОРУ) с выключателями принимается по стоимости дополнительных ячеек (по табл. 9.15 [2]).
2. Стоимость реконструкции ОРУ без выключателей принимается равной разности между стоимостями ОРУ после и до реконструкции.
3. При переходе от схемы без выключателей к схеме с выключателями, а также при сооружении дополнительного ОРУ его стоимость учитывается как на вновь сооружаемой подстанции.
4. Стоимость дополнительной установки или замены трансформатора принимается по полной расчетной стоимости устанавливаемого трансформатора. В случае если при замене новый трансформатор устанавливается на существующий фундамент, из расчетной стоимости необходимо вычесть затраты на строительные работы в размере примерно 10% от стоимости трансформатора.
5. Постоянная часть затрат принимается в соответствии с затратами на схему 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 для варианта 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 |
|
|
КпсУ, тыс руб |
1074,3 |
Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:
КУ = 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 КУ = 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 = 94,4 тыс. руб.
ИУа.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 для варианта 1
|
Линии |
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 в трансформаторах 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 |
|
|
ДWгод т, МВт |
1842 |
610,2 |
363,9 |
ДWГОД.ВЛ =У ДWгод.вл - годовые потери энергии во всех линиях
ДWГОД.Т =У ДWгод.т - годовые потери энергии во всех трансформаторах
ДWГОД = ДWГОД.ВЛ + ДWГОД.Т - суммарные годовые потери энергии
ДWГОД.ВЛ = 1232 + 3735 +1340 = 5307 МВт·ч/год
ДWГОД.Т = 1842 + 610 + 363,9 = 2816 МВт·ч/год
ДWГОД = 5307 + 2816 = 8123 МВт·ч/год
Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп = 0,01 тыс.руб/МВт·ч
ИУпотерь = 0,01·8123 = 81,23 тыс. руб.
ИУ = 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 2
|
ВЛ |
Провод |
Длина, км |
U, кВ |
К0 тыс. руб./км |
К, тыс. руб. |
КУ, 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 замену двух трансформаторов; в пункте 6 в качестве ОРУ ВН применяем схему 110-4; в пункте 5 осуществляем перевод с 35 кВ на 110 кВ по упрощенной схеме с демонтажем ОРУ.
Таблица П9.6
Расчет капиталовложений в подстанции для варианта 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 |
|
|
КпсУ, тыс руб |
1240,6 |
Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:
КУ = Кл + Кпс = 1976 + 1240,6 = 3216,6 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.
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.
КвозврУ = 29,25 + 10,45 + 2,25 + 460 = 501,95 тыс. руб.
Тогда КУ = 3216,6 - 501,95 = 2715 тыс. руб.
Найдем суммарные издержки.
Иа.о.р.ВЛ = АЛ·КЛ = 0,028·1976 = 55,3 тыс. руб.
Иа.о.р.ПС = АПС·КПС = 0,094·1240,6 = 116,6 тыс. руб.
ИУа.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 для варианта 2
|
Линии |
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 в трансформаторах 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 |
|
|
ДWгод т, МВт |
1842 |
610,2 |
346,7 |
ДWГОД.ВЛ =У ДWгод.вл - годовые потери энергии во всех линиях
ДWГОД.Т =У ДWгод.т - годовые потери энергии во всех трансформаторах
ДWГОД = ДWГОД.ВЛ + ДWГОД.Т - суммарные годовые потери энергии
ДWГОД.ВЛ = 1232 + 3735 + 1340 = 6307 МВт·ч/год
ДWГОД.Т = 1842 + 610 + 346,7= 2800 МВт·ч/год
ДWГОД = 6307 + 2800 = 9107 МВт·ч/год
Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп или 0,01 тыс.руб/МВт·ч
ИУпотерь = 0,01·9107 = 91,07 тыс. руб.
ИУ = 172 + 91,07 = 263,1 тыс. руб.
З2 = 0,12·2715 + 263,1 = 589 тыс. руб.
ПРИЛОЖЕНИЕ 10
Таблица П10.1
Параметры узлов в режиме наибольших нагрузок
|
Узел № |
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 |
0 |
115.5 |
0. |
0. |
0. |
0. |
Таблица П10.2
Параметры ветвей в режиме наибольших нагрузок
|
Ветвь |
R |
X |
G |
B |
Кt |
< Kt |
||
|
Начало |
Конец |
Ом |
Ом |
мкСм |
мкСм |
|||
|
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 наибольших нагрузок
|
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 наименьших нагрузок
|
Узел № |
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 |
0 |
112.2 |
0. |
0. |
0. |
0. |
Таблица П10.5
Параметры ветвей в режиме наименьших нагрузок
|
Ветвь |
R |
X |
G |
B |
Кt |
< Kt |
||
|
Начало |
Конец |
Ом |
Ом |
мкСм |
мкСм |
|||
|
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. |
Подобные документы
Проектирование электропередачи переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией для транспорта электрической энергии от удалённой гидроэлектростанции. Технически возможные варианты схемы электропередачи, расчет лучшего варианта.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 21.09.2010Расчет воздушной линии электропередачи. Определение конструктивных и физико-механических характеристик элементов ВЛ. Расчет и выбор марки опоры, ее технические характеристики. Расчёт провода, напряжений, изоляции, грозозащитного троса, стрел провесов.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 16.03.2015Систематический расчет проводов воздушной линии электропередачи, грозозащитного троса. Построение максимального шаблона, расстановка опор по профилю трассы. Расчет фундамента для металлической опоры. Техника безопасности при раскатке, соединении проводов.
дипломная работа [3,2 M], добавлен 13.06.2014Расчет воздушной линии электропередачи, обеспечение условия прочности провода. Внешние нагрузки на провод. Понятие о критическом пролете, подвеска провода. Опоры воздушных линий электропередачи. Фермы как опоры для высоковольтных линий электропередачи.
дипломная работа [481,8 K], добавлен 27.07.2010Расчет сечения провода по экономической плотности тока. Механический расчет проводов и тросов воздушных линий электропередачи. Выбор подвесных изоляторов. Проверка линии электропередачи на соответствие требованиям правил устройства электроустановок.
курсовая работа [875,3 K], добавлен 16.09.2017Сопоставление сопротивлений и проводимостей линии электропередачи, расчет ее волновых и критериальных параметров. Определение типов проводов. Работа системы электропередачи в режиме максимальных и минимальных нагрузок, повышение ее пропускной способности.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 16.03.2012Энергетический процесс и распределение напряжений в схеме замещения 2-х проводной линии электропередачи при постоянной величине напряжения в начале линии в зависимости от тока, определяемого количеством включенных потребителей электрической энергии.
лабораторная работа [71,4 K], добавлен 22.11.2010Расстановка опор по трассе линии. Построение монтажных кривых для визируемых пролетов. Расчет конструктивных элементов опор на механическую прочность. Выбор и расчет фундаментов, технико-экономических показателей участка воздушной линии электропередачи.
курсовая работа [179,2 K], добавлен 18.04.2012Составление схемы замещения электропередачи и определение ее параметров. Определение волнового сопротивления. Определение радиуса расщепления фазы. Отыскание границ области по ограничениям на радиус провода. Расчеты режима работы электропередачи.
курсовая работа [5,1 M], добавлен 31.08.2011Физико-механические характеристики провода и троса. Выбор унифицированной опоры. Расчет нагрузок на провода и трос. Расчет напряжения в проводе и стрел провеса. Выбор изоляторов и линейной арматуры. Расстановка монтажных стрел и опор по профилю трассы.
курсовая работа [3,7 M], добавлен 23.12.2011
