Исходные данные

Таблица 1. Исходные данные

Тип электростанции (ЭС)	КЭС
Состав агрегатов ЭС	10×128 МВт
Наибольшая мощность, передаваемая от ЭС по проектируемой эл. передаче	950 МВт
Выдача мощности ЭС в другом направлении, местная нагрузка ЭС	330 МВт
Расстояние от ЭС до промежуточной подстанции (ПС)	310 км
Расстояние от промежуточной ПС до ПС приемной системы	400 км
Наибольшая мощность потребителей промежуточной ПС (на низшем напряжении 10 кВ – 10%)	440 МВт
Средний коэффициент мощности потребителей промежуточной ПС	0,93
Номинальное среднее напряжение промежуточной ПС	220 кВ
Номинальное высшее напряжение приемной системы	500 кВ
Коэффициент мощности на шинах ПС приемной системы	0,91
Избыточная реактивная мощность, которую может принять система	205 Мвар
Оперативный резерв мощности приемной системы	615 МВт
Географический район сооружения электропередачи	Центр (Юг)

Таблица 2. Годовой график выработки мощности генераторами ЭС

Месяцы	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Мощность, %	100	100	80	60	50	50	50	50	60	80	100	100
Мощность, МВт	1280	1280	1024	768	640	640	640	640	768	1024	1280	1280

Таблица 3. Годовой график отборов мощности на промежуточной ПС

Месяцы	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Мощность, %	100	100	90	80	60	50	40	40	50	80	90	100
Мощность, МВт	440	440	396	352	264	220	176	176	220	352	396	440

Таблица 4. Годовой график мощности, передаваемой по головному участку

Месяцы	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Мощность, %	100	100	80	60	50	50	50	50	60	80	100	100
Мощность, МВт	950	950	760	570	475	475	475	475	570	760	950	950

Таблица 5. Годовой график мощности, передаваемой по второму участку (от ПС к системе)

Месяцы	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Головн. уч., МВт	950	950	760	570	475	475	475	475	570	760	950	950
Потреб. ПС, МВт	440	440	396	352	264	220	176	176	220	352	396	440
Второй уч., МВт	510	510	364	218	211	255	299	299	350	408	554	510

Рис. 1 Годовой график выработки мощности генераторами КЭС и отборов на ПС

Рис. 2 Годовой график активной мощности, передаваемой по головному участку

Рис. 3 Годовой график активной мощности, передаваемой по участку «ПС – Система»

1. Выбор схемы и основных параметров электропередачи

1. Формирование вариантов схемы электропередачи

Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию обоснованно надежного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приемной системы, обеспечиваемых энергией от электростанции (ЭС).

Взаимное сопоставление трех заданных величин (наибольшая мощность, передаваемая от ЭС по проектируемой электропередачи, наибольшая мощность потребителей промежуточной ПС и оперативный резерв мощности, имеющийся в приемной системе) позволяет наметить варианты выполнения электропередачи по числу цепей ВЛ и по их номинальному напряжению.

Для ориентировочного определения величины экономически целесообразного напряжения на ЛЭП используется формула Илларионова:

Участок ЭС­–ПС

В одноцепном исполнении:

В двухцепном исполнении:

Участок ПС­–Система

В одноцепном исполнении:

В двухцепном исполнении:

Рассмотрим несколько вариантов выполнения электропередачи.

Сразу отметим, что головной участок недопустимо выполнять одноцепной линией по причине того, что при обрыве единственной цепи головного участка возникает колоссальный ущерб в связи с необходимостью сжигания топлива вхолостую и выброса пара в атмосферу при резком сбросе нагрузки. Поэтому сразу исключим формирование вариантов с одноцепным головным участком.

Вариант I. Электропередача выполняется на участке ЭС – ПС двухцепной ВЛ 330 кВ, а на участке ПС – Система – одноцепной ВЛ 500 кВ.

Рис. 1. Вариант I

Значение активной мощности, отпускаемое с шин ЭС в электропередачу, составляет в период наибольших нагрузок. Мощность, протекающая на участке ПС – Система:

следовательно, все потребители промежуточной подстанции останутся в работе без недоотпуска электроэнергии. Ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям промежуточной ПС не возникает.

Мощность, недополученная системой: , что меньше оперативного резерва мощности, следовательно, все системные потребители останутся в работе. Однако следует учесть экономический ущерб от ввода оперативного резерва.

Обрыв одной цепи головного участка не вызовет прекращение электроснабжения потребителей ПС и системы, однако следует тщательно проверить данный послеаварийный режим на возможность передачи 950 МВт активной мощности по одной цепи линии 330 кВ. При необходимости придется снизить выдаваемую в сеть мощность, с ущербом для КЭС. Возможность обрыва двух цепей головного участка одновременно не рассматривается, как маловероятная.

Необходимо предусмотреть установку автотрансформаторов связи 500/330 кВ на промежуточной ПС.

Вариант II. Электропередача выполняется на участке ЭС – ПС двухцепной ВЛ 330 кВ, на участке ПС – Система – также двухцепной ВЛ 330 кВ.

Рис. 2. Вариант II

Значение активной мощности, отпускаемое с шин ЭС в электропередачу, составляет в период наибольших нагрузок. Мощность, протекающая на участке ПС – Система:

следовательно, все потребители промежуточной подстанции останутся в работе без недоотпуска электроэнергии. Ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям промежуточной ПС не возникает.

Обрыв одной из цепей участков не вызывает прекращения электроснабжения, однако стоит отметить весьма вероятную необходимость сброса генерации с ущербом для КЭС и, вследствие этого недополучение части электроэнергии системой, связанное с необходимостью ввода оперативного резерва и экономическим ущербом.

Следует особо отметить, что в обоих вариантах не возникает серьезных перебоев в электроснабжении потребителей. В первом варианте оперативного резерва достаточно, чтобы покрыть недополученную при обрыве второго участка мощность, а во втором варианте маловероятны случаи полного обрыва воздушной линии и возможный ущерб связан с уменьшением выдачи мощности для поддержания устойчивой работы.

2. Выбор сечения проводов

Сечения проводов воздушных линий выше 1 кВ выбираются исходя из экономических соображений. Технико-экономические расчеты по выбору сечения проводов каждой конкретной линии выполняются для ВЛ 750 кВ и выше и передач постоянного тока. При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используется нормированные значения экономической плотности тока.

Экономически целесообразное сечение проводов линии определяется выражением

где расчетный ток одной цепи линии;

число проводов в фазе;

нормируемое значение экономической плотности тока.

Число часов использования максимальной нагрузки определяется по годовому графику выработки мощности генераторами ЭС (табл. 2):

где наибольшее значение выработки мощности генераторами ЭС;

выработка мощности генераторами ЭС в i-й месяц года в процентах от ;

число дней i-го месяца.

Число часов использования максимальной нагрузки для участка «ПССистема» определяется аналогично по графику активной мощности передаваемой по данному участку (рис. 3).

Нормированное значение плотности тока для ВЛ до 500 кВ включительно (АС провода), при числе использования максимума нагрузки на первом участке и втором участке электропередачисоставляет[1].

Значение определяется по выражению

где наибольший ток одной цепи линии на пятый год ее эксплуатации;

коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВЛ;

коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации за расчетный период (15 лет).

Значение коэффициента определяется по [1, табл. 3.13] в зависимости от коэффициента участия в максимуме энергосистемы и значения. Для коэффициента участия, принятого равным 1 и величине, значение коэффициентадля ВЛ 330 кВ идля ВЛ 500 кВ.

Для линий 330 и 500 кВ коэффициент определяется по графику [1, рис. 3.2] или по формуле

где срок эксплуатации ВЛ; значение тока в линии в годt; значение тока в линии на пятый год эксплуатации;дисконтирующий множитель.

В зависимости от значения отношения передаваемой мощности в о. е. к значению волновой длины линии, выраженной в радианах, ток на i-ом участке электропередачи, определяется следующим образом:

Волновая длина линии:

где коэффициент изменения фазы электромагнитной волны.

Передаваемая мощность в о. е.:

где натуральная мощность линии.

Натуральная мощность линии:

где волновое сопротивление линии.

На данном этапе проектирования принимаем следующие значения волнового сопротивления:

для ВЛ 330 кВ

для ВЛ 500 кВ