Линия электропередачи напряжением 500 кВ (стр. 10 из 16)

365,32 тыс. руб.

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

И_{потери ээтр п/ст} = З^I∙ΔР _к.з(S_нг.мах./S_ном.т)².τ _т + З^II∙ΔР _х.х ·8760

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

И_{потери ээΣ} = И_{потери ээВЛ} + И_{потери ээтр} = 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_å + И_å

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

Найдём себестоимость передачи электрической энергии сети: С = И_å /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.	КΣ, 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
КпсΣ, тыс руб	2244

Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:

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

Тогда К_Σ = 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_Σа.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
ΔWгод т, МВт	1842	819	514	252	346,7	610,2

ΔW_ГОД.ВЛ =Σ ΔW_год.вл – годовые потери энергии во всех линиях

ΔW_ГОД.Т =Σ ΔW_год.т – годовые потери энергии во всех трансформаторах

ΔW_ГОД = ΔW_ГОД.ВЛ + ΔW_ГОД.Т – суммарные годовые потери энергии

ΔW_ГОД.ВЛ =15100 МВт·ч/год

ΔW_ГОД.Т = 4400 МВт·ч/год

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

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

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

И_Σ = 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.