21.1.3. Определение ущерба от перерывов электроснабжения

Вероятный годовой ущерб от перерывов электроснабжения узла нагрузки мощностью k - м варианте схемы сети определяется как сумма ущербов от аварийных и плановых отключений потребителей [4]:

, (21.12)

где - математические ожидания ущербов от вынужденных и плановых простоев элементов схемы сети.

В свою очередь,

(21.13)

. (21.14)

Здесь - эквивалентные коэффициенты вынужденного и планового простоев;

- расчетные годовые удельные ущербы от аварийных и плановых ограничении электроснабжения, тыс. руб/();

- степень ограничения потребителей.

21.2. Выбор номинального напряжения сети

Наиболее целесообразна формула Стилла [4]:

(21.15)

и формула А. М. Залесского:

(21.15)

Первая из них дает приемлемые результаты при длинах линий, меньших 250 км, и передаваемых мощностях, не превышающих 60 Мвт. Вторая справедлива для линий больших мощностей с длинами, достигающими 1000 км. Как та, так и другая формулы позволяют определить только лишь ориентировочное значение номинального напряжения линии.

О

Рис.21.2. Экономически целесообразные напряжения

риентировочно области экономически целесообразных значений номинального напряжения для различных сочетаний длин линии и передаваемой мощности могут быть установлены с помощью характеристик, показанных на рис.21.2. В табл. 21.1 приведены данные, отвечающие характеристикам, изображенным на рнс.21.2. а также указаны границы экономически целесообразного применения и более низких номинальных напряжений.

Таблица 21.1

Экономически целесообразные значения номинальных напряжений.

Напряжение U,кВ	Предельная мощность Р, МВт		Предельная длина l, км
	наибольшая	при предельной длине	наибольшая	при предельной мощности
35 110 150 220 330 500	30 150 250 500 1000 2000	3 30 60 120 350 1000	70 200 300 400 600 1200	10 32 50 100 150 200

Данные табл. 21.1. относятся к одноцепным линиям. С их помощью устанавливаются границы экономически целесообразного применения того или иного напряжения, оцениваемые по длине линии и передаваемой по ней мощности.

21.3. Основы выбора сечения проводов и кабелей

При выборе проводов и кабелей по условию наивысшей экономической эффективности принимаются во внимание нормальные рабочие режимы электрических сетей. При выборе сечений проводов и кабелей приходится учитывать ряд ограничений. Одно из них определяется условиями нагрева.

Другое ограничение: требование поддерживать необходимый уровень напряжения у потребителей местных сетей. Для местных сетей характерно существенное превышение активного сопротивления над индуктивным. В этих условиях продольная слагающая падения напряжения практиче­ски равна потере напряжения [1]:

, (21.17)

где - слагающая суммарной потери напряжения, зависящая от активных сопротивлений сети;

- то же, но от ее индуктивных сопротивлений.

При слагающая составляет значительную долю от общей потери напряжения и ее изменение существенно влияет на величину . Поскольку погонное активное сопротивление линий обратно пропорционально их сечению

(21.18)

то при изменении сечения в рассматриваемых линиях оказывается возможным эффективно влиять на изменение величины .

При проектировании районных сетей ограничение по потере напряжения не учитывается. Объясняется это прежде всего тем, что непосредственные потребители энергии связаны с линиями районной сети трансформаторами и автотрансформаторами, способными регулировать напряжение в распределительных сетях. Другой причиной является сравнительно малая зависимость потери напряжения от сечений проводов, для которых . Изменение сечения приводит к заметному изменению и практически не влияет на . Поэтому при не удается заметно повлиять на суммарную величину при изменении сечения.

Указанные причины позволили при выборе сечения проводов районных сетей отказаться от учета ограничения, связанного с допустимой потерей напряжения в сети.

В ПУЭ указаны минимально допустимые сталеалюминиевых проводов: АС-70 при 110 кВ, АС-120 при 150 кВ и АС-240 при 220 кВ. Для линий 330 и 500 кВ, выполняемых расщепленными проводами.