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

2хАТДЦТН-

500000/500/220

4хСВФ – 730/230 - 24

500 кВ

500 кВ

220 кВ

4хТДЦ – 400000/500

(2х3+1)АОДЦТН-

167000/500/220

ВЛ 500 кВ

3хАС – 300/66

ВЛ 500 кВ

3хАС – 300/66

Система

Рис.П2.2. Схема электрических соединений для второго варианта электропередачи

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Расчет приведенных затрат:

Схема 1

З = Е_н· К + И + У

К = К _вл

К_вл = к_о· L = к₀₍₃₀₀₎· ℓ₂ = 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:

ΔW_л1 = ΔР _л1· τ _л1· α _t, где α _t, = 1

ΔP _л1= S²_мах/ U²_ном · R_л = 519,2² /500²· (0,034·380) = 13,9 МВт

τ _л1= (0,124 + Т_мах./10000)² · 8760

W_год= 500∙3000+ 500∙0,7∙1000+ 500∙0,5∙3000+ 500∙0,3∙1760 = 2,864∙10⁶ МВт·ч

Т_мах = W_год/Р_мах = 2,864∙10⁶/500 =5728 час.

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

ΔW _л1= 13,9 · 4253 = 59260 МВт·ч

ΔW_{кор л1} = 70∙380 = 26600 МВт·ч

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

И_{потери ээ ВЛ}= З^I∙ΔW_л1 + З^II∙ΔW_{кор 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∙Т_в∙(Р_нб – Р_рез )∙ε_н∙У_ов

ω = 0,2∙10^-2∙380 = 0,76

ε_н = (Р_нб – Р_рез )/Р_нб = (500 – 320)/500 = 0,36

Т_в = 1,7∙10^-3

У_ов = 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 = Е_н· К + И + У

З₁ = 0,12·18730+ 2175,5 + 377 = 4800 тыс. руб.

Схема 2

З = Е_н· К + И

К = К _вл

К_вл = к_о· L = к₀₍₃₀₀₎· ℓ₂ = 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:

ΔW_л1 = ΔР _л1· τ _л1· α _t, где α _t, = 1

ΔP _л1= S²_мах/ U²_ном · R_л = 519,2² /500²· (0,034·380)/2 = 6,966 МВт

Т_мах = 5728 час; τ _л1= 4253 час

ΔW _л1= 6,966 · 4253 = 29630 МВт·ч

ΔW_{кор л1} = 2·70∙380 = 53200 МВт·ч

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

И_{потери ээ ВЛ}= З^I∙ΔW_л1 + З^II∙ΔW_{кор 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
δ1	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
cosφг	0,995	0,997	0,999	1	1
ΔPл1, МВт	32,06	31,98	31,98	30,05	32,19
ΔQл1, 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
δ1	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
cosφг	0,97	0,982	0,99	0,996
ΔPл1, МВт	5,725	5,75	5,81	5,9
ΔQл1, 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