Линия электропередачи напряжением 500 кВ

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

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 Lгаб и наибольшая стрела провеса провода fгаб..

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 – 18,3×10-6 град-1

Модуль упругости – 8,9×103 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 – 12×10-6 град-1

Модуль упругости – 20×103 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

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

Таблица П1.2.

Температура провода

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

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Рис. П2.1. Схема электрических соединений для первого варианта электропередачи

4хСВФ – 730/230 - 24

(2х3+1)АОДЦТН- 167000/500/220

Система

ВЛ 500 кВ 3хАС – 300/66

ВЛ 500 кВ 3хАС – 300/66

500 кВ

4хТДЦ – 400000/500

220 кВ

500 кВ

2хАТДЦТН- 500000/500/220

Рис.П2.2. Схема электрических 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

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9