Грунин О. М, Савицкий Л.В. Электроэнергетические системы и сети. Сборник задач

Подождите немного. Документ загружается.

201

В местной сети, питающей n нагрузок (рис. 7.2), сечения

проводников на каждом из участков определяют по допустимой

потере напряжения с помощью введения какого-либо

дополнительного условия. Такими условиями могут быть: а)

равенство сечений на всех участках линии; б) минимальные потери

активной мощности; в) минимальные затраты проводникового

материала.

Выбор сечений проводников по допустимой потере напряжения

при дополнительном условии равенства сечений вдоль линии

производится в следующем порядке:

1) задают значение

. Погонные индуктивные сопротивления линий

местных сетей слабо зависят от сечений. Среднее значение

можно

принять равным 0,06...0,08 Ом/км для кабельных и 0,3...0,4 Ом/км для

воздушных линий (меньшее значение

отвечает линиям до 1000 В);

2) оценивают потерю напряжения в индуктивных

сопротивлениях сети от источника питания до наиболее удаленного

потребителя





ном

lIx

3lQ

, (7.9)

где Q



- реактивная мощность и реактивный ток на i - м участке

линии;

3) приближенно определяют допустимую потерю напряжения в

активных сопротивлениях сети

XдопR

UUU











; (7.10)

4) рассчитывают сечение провода

202

 















i i

номR

, (7.11)

где P



активная мощность и активный ток на i-м участке линии; 

- удельное сопротивление материала проводника;

5) округляют

до стандартного значения F

ст

, определяют

действительные значения погонных сопротивлений r

и х

, вычисляют

фактическую потерю напряжения U в линии и проверяют

выполнение условия UU

доп

Выбор сечений проводников по допустимой потере напряжения при

дополнительном условии минимальных затрат проводникового

материала состоит в следующем:

а) выполняют пункты 13 предыдущего алгоритма и определяют

значение U

;

б) вычисляют коэффициент k

номR









, (7.12)

а сечения по участкам линии определяют как

F k P F k P F k P

n n1 1 2 2

  ; ; ... ; (7.13)

в) округляют сечения до стандартных значений, для каждого из

сечений находят погонные сопротивления проводников, вычисляют

U и выполняют проверку условия UU

доп

203

Выбор сечений проводников по допустимой потере напряжения при

дополнительном условии минимальных потерь мощности сводится к

следующему:

а) определяют U

как и в предыдущем методе, а затем вычисляют

плотность тока

i i







3 cos

, (7.14)

где cos

- коэффициент мощности на i-м участке линии;

б) сечения проводников по участкам находят как

m m

  



; ; ...;

. (7.15)

Остальное совпадает с пунктом (в) предыдущего метода.

7.4. Примеры решения задач

Пример 7.4.1. Для проектируемой схемы сети (рис. 7.3)

определить: капитальные вложения, издержки на эксплуатацию и

расчетную стоимость передачи электроэнергии. Район строительства

– Западная Сибирь. Промежуточные опоры – железобетонные.

Расчетная толщина гололеда b

=15 мм.

Рис. 7.3. Схема сети (к примеру 7.4.1)

Решение. По табл. П 3.1 примем зональные коэффициенты

204

удорожания строительства линий (k



=1,4) и подстанций (k

″

=1,3).

Укрупненный стоимостной показатель для ВЛ определим по табл. П

3.7 (k

=5,13 млн. руб/км). Вычисляем стоимость строительства ВЛ:

= k

L k



= 5,13·40·1,4 = 287,3 млн. руб.

Стоимость подстанций определим по формуле

″

·(К

ГВ

+К

ПОСТ

+К

ТР

+К

ОРУ

+К

ЗРУ

), где К

ГВ

– стоимость головных

выключателей на питающих ПС. Расчетную стоимость двух ячеек с

элегазовыми выключателями 110 кВ (за вычетом 25 % стоимости,

приходящейся на строительство закрытой части ПС) определим (табл.

П 3.25) как К

ГВ

=2·0,75·31= 46,5 млн. руб;

ПОСТ

– постоянная часть затрат на подстанции. Для ПС 110/10

кВ, выполненной по типовой схеме 4Н, постоянные затраты в целом

составляют 52,4 млн.руб. (табл. П3.15). Поскольку часть этих затрат

учитывается в расчетной стоимости ячеек с элегазовыми

выключателями ОРУ 110 кВ и в стоимости ячеек с вакуумными

выключателями ЗРУ 10 кВ приемной подстанции, то оставляем 40 %

указанной суммы, т.е. К

ПОСТ

= 0,4·52,4=20,96 млн. руб.;

ТР

– расчетная стоимость трансформаторов, определяемая по

табл. П 3.19. К

ТР

=2·15,8=31,6 млн. руб.;

ОРУ

– стоимость ОРУ 110 кВ приемной ПС (табл. П 3.27),

равная 64 млн. руб.;

ЗРУ

– расчетная стоимость ЗРУ 10 кВ приемной ПС. Полагая

мощность каждого фидера 10 кВ равной 1 МВт (общее количество

отходящих линий 32), по табл. П 3.24 определим К

ЗРУ

= 19,9 млн. руб.

Тогда стоимость строительства приемной и расширения

питающей подстанций составит

=1,3(46,5+20,96+31,6+64+19,9)=237,9 млн. руб.

Капитальные вложения в проектируемую сеть составят



=К

+К

=287,3+237,9=525,2 млн. руб.

205

Нормы затрат на обслуживание и ремонты (табл. П.3.34)

составляют: для линий а

=0,8%; для подстанций а

=5,9%. Ежегодные

затраты на обслуживание и ремонты электросети составят:



=К

а

/100+К

а

/100=287,30,8/100+237,95,9/100=16,3 млн.руб.

Вычислим потери активной мощности в линии и

трансформаторах. Для провода АС-120 r

=0,249 Ом/км. Нагрузочные

потери определим как









 

47610

40249,0

110

1630













кВт.

Потери на корону ВЛ вычислим по формуле

4,624008,0LРР

nКОР

 кВт, где Р

КОР

=0,08 кВт/км найдем по

табл. П 1.26. Для трансформатора ТДН – 16000/110 по табл. П2.3

найдем R

=4,38 Ом и Р

ХХ

=19 кВт. Найдем потери в обмотках двух

(m=2) трансформаторов:









 

19110

38,4

115

1630











кВт.

Вычислим время потерь:





 

34118760100005000124,0T10Т124,0

max



ч.

Потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, равны





 

1028,23411191476PPА  кВт·ч.

Годовые потери электроэнергии в сети, не зависящие от

нагрузки, найдем как





 

1039,087602194,6TmPPА 

кВтч.

Для 42648,03411t

 ч (коэффициент 

приняли

самостоятельно) и t

″

=8760 ч по кривым на рис. 7.1 определим 3,1з

 и

2,1з

 руб/кВтч.

206

Тогда годовые затраты на возмещение потерь мощности и

электроэнергии в сети составят

4,32,139,03,128,2зАзАC

ЭЭПОТ









 млн. руб.

Издержки на эксплуатацию (без отчислений на реновацию) равны

7,194,33,16СИИ

ПОТ









млн.руб. Годовой отпуск

электроэнергии с шин НН приемной подстанции найдем как

maxmax

1015050001030TPA 



кВтч.

Полагая, что: расчетный срок n=10 лет; строительство сети

выполняется за один год (m=1); норма дисконта Е=0,08, по формуле

(7.3) вычислим приведенные затраты (млн.руб.)

3,7569)4,308,13,16(08,12,525)1n](C)E1(И[)E1(KЗ

ПОТ









Расчетную стоимость передачи электроэнергии определим по

формуле (7.6):

56,0)1509(3,756)АТ(ЗC









руб.кВтч, где

91nТ

 лет.

Пример 7.4.2. линии кольцевой сети 10 кВ предполагается выполнить

сталеалюминиевыми проводами одного сечения. Допустимые потери

напряжения составляют: в нормальном режиме – 8% (от

НОМ

U ); в

послеаварийном режиме – 12%, время использования наибольшей

нагрузки сети 4200T

MAX

 ч. Выбрать экономическое сечение

проводов с учетом технических ограничений. Нагрузки подстанций

(кВ·А) и длины участков (км) указаны на рис.7.4. Район по гололеду –

II.

207

Рис.7.4. Схема сети (к примеру 7.4.2)

Решение. Суммарная мощность подстанций составляет

1700j2300S 



кВ·А ( 2860S 



кВ·А). Общая нагрузка сети равна

165)103(2860)U3(SI 



А.

При отключении одного из головных участков схемы (А-1 или А-3), по

другому головному участку будет протекать ток послеаварийного

режима, равный



I т.е. 165I

ав

 А. По условию длительно допустимого

нагрева сечение проводов должно быть не менее

мм35 (условие

допав

II  соблюдается для сечений, начиная с АС-35, для которого по

табл. П 1.8 175I

доп

 А). По условию механической прочности (табл. П

1.3) сечение проводов так же не должно быть менее

мм35 .

Нагрузку головного участка А-1 определим по «правилу моментов»

(см. раздел 5) (кВА):

850j118520]5)400j500(10)800j1000(14)500j800[(LLSS

i1A









На участке 1-2 переток мощности найдем как

350j385)500j800()850j1185(SSS

1A12

















кВ·А.

Аналогично определяются нагрузки других линий. Значения

мощностей и токов участков сведем в табл. 7.2. Узел 2 оказался

точкой потокораздела, которой отвечает самый низкий уровень

напряжения в нормальном режиме.

Таблица 7.2.

Участки сети Нагрузка Ед.

изм.

А-1 1-2 3-2 А-3

кВ·А 1185+j850 385+j350 615+j450 1115+j850

кВ·А 1458 520 762 1402

А 84 30 44 81

208

Определим эквивалентный (по тепловыделению в проводах) ток:

6720)581544430684(LLII

2222

экв







А,

где 20L 



км – общая длина линий кольцевой схемы. Рекомендуемая

плотность тока (табл. П 3.33) при 4200T

max

 ч равна

эк

ммA9,0j  .

Экономическое сечение проводов вычислим как

эк

мм749,067jIF  .

Ближайшее стандартное сечение )11/70AC(мм70F

СТ

 , для которого

погонные параметры:

429,0r



Ом/км (табл. П 1.8);

34,0x



Ом/км

(табл. П 1.10).

Чтобы убедиться в технической приемлемости предварительно

найденного сечения

СТ

F , определим потери напряжения. Для любого

ij-го участка потеря напряжения вычисляется как

номij0ij0ijij

Ul)xQrP(U







Наибольшая потеря напряжения в нормальном режиме:

5924

34,0350429,0385

34,0850429,01185

UUU

121Amax



















В,

или 5,92%, что не превышает допустимую величину ( %8U

доп

 ).

Рассмотрим послеаварийный режим (самый тяжелый случай –

отключение головного участка А-1, как более загруженного). Схема

сети и распределение мощностей (кВ·А) для послеаварийного режима

приведены на рис. 7.5.

Рис. 7.5. Послеаварийный режим (к примеру 7.4.2)

209

Предварительно вычислим вспомогательные суммы:

2370048005180052300LP

















кВт·км;

1700045005130051700LQ

















квар·км.

Наибольшую потерю напряжения (от пункта А до узла 1) вычислим

по формуле:

159510)1700034,023700429,0(U)LQxLPr(U

ii0

ii0aв

















 В,

что превышает допустимую для послеаварийного режима величину

( %12U

ав

доп

 или 1200 В).

Экономическим можно считать такое сечение, для которого

ав

допав

UU  и которое как можно меньше отличается от

предварительно выбранного значения

СТ

мм70F  .

Произведем выбор сечения по допустимой потере напряжения в

послеаварийном режиме (дополнительное условие – равенство

сечений по участкам):

1. назначим 33,0x



Ом/км;

2. оценим потерю напряжения в реактивных сопротивлениях

линии (на участках А-3, 3-2 и 2-1) по формуле

561101700033,0ULQx

ii0X











В;

3. потеря напряжения в активных сопротивлениях линии не

должна превышать величину 6395611200UUU

ав

допR



В.

4. искомое сечение определим по формуле (7.11), полагая





Ом·мм

/км. 108)10639(2370029)UU(LPF

Rii















 мм

;

5. принимаем сечение 120 мм

(АС – 120/19) с параметрами:

249,0r



и 32,0x



Ом/км;

210

6. вычислим потерю напряжения в сети

113410)1700032,023700249,0(U)LQxLPr(U

ii0

ii0ав



















В,

что не превышает %12U

ав

доп

 .

Сечение 120 мм

отвечает и ограничению по механической прочности

опор для ВЛ 10 кВ. Окончательно принимаем для всех линий

кольцевой схемы провод марки АС-120/19.

7.5. Задачи для самостоятельного решения

7.1. Передачу мощности 8 МВ·А на расстоянии 20 км можно

осуществить по линии напряжением 110 кВ, выполненной проводом

АС-120, либо по линии напряжением 35 кВ, выполненной проводом

АС-150. Время наибольших потерь равно 2000 ч, коэффициент

попадания нагрузки потребителя в максимум энергосистемы равен

0,85. Сеть проектируется в Читинской области. ВЛ будет сооружаться

на железобетонных одноцепных опорах. Без учета стоимости

подстанций определить, какое из напряжений сети является

оптимальным.

7.2. По условиям допустимой потери напряжения электрическая

сеть 10кВ, питающая три подстанции, может быть выполнена в двух

вариантах: по первому - участки A1, 12 выполняются проводом АС-

120/19, участок 23 -проводом АС-35/6,2; по второму участок A1

выполняется проводом АС-120/19, участки 12, 23 - проводом АС-50/8.

Определить наиболее экономичный вариант питания подстанций,

если время наибольших потерь равно 3200 ч, а тариф на

электроэнергию составляет 1,8 руб/кВтч. Мощности нагрузок (кВ·А)

и длины участков сети (км) указаны на рис. 7.6.

7.3. Электроснабжение завода можно осуществить на

напряжение 35 или 110 кВ. Схема сети приведена на рис. 7.7.

Максимальная нагрузка завода 7 МВ·А, время использования