- •Электрический расчет лэп.
- •Режим максимальной нагрузки.
- •Минимальный режим.
- •Аварийный режим.
- •Подбор ответвлений у трансформаторов.
- •Технико-экономические показатели линии.
- •Приложения
- •Приложение 2, табл. 3 Технические данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов
- •Приложение 2, табл. 4 Экономическая плотность тока,
- •Значения и
- •Литература.
Минимальный режим.
1.В минимальном режиме нагрузка уменьшается в два раза. Поэтому потеря напряжения в линии (приближенно) уменьшается также в 2 раза:
кВ
2. Напряжение в конце линии будет:
кВ.
3. Потеря напряжения в трансформаторе (предполагая, что один трансформатор отключен) будет такая же, как в максимум нагрузки (нагрузка уменьшилась в 2 раза, сопротивление трансформаторов увеличилось тоже в 2 раза).
4. Напряжение на вторичной стороне трансформатора:
,
.
Аварийный режим.
1. В аварийном режиме выпадает из работы одна цепь линии и можно принять, что потеря напряжения (приближенно) увеличивается в 2 раза:
.
2. Напряжение в конце линии:
.
3. Напряжение на вторичной стороне трансформаторов (предполагается, что оба трансформатора включены в работу):
;
.
Подбор ответвлений у трансформаторов.
Согласно правилам устройства электрических установок, на шинах понизительных подстанций должно быть обеспечено встречное регулирование напряжения.
Если принять потерю напряжения в кабельной сети в максимум, равной 5%, то при этом напряжение на шинах подстанции должно поддерживаться =10,5 кВ, а пи нагрузке, равной 50% от10,25 кВ. в аварийном режиме, согласно правилам устройства энергоустановок (ПУЭ), допустимо иметь напряжение не менее 10 кВ.
Если по расчету напряжение на шинах подстанции заметно отличается от указанных выше уровней напряжения, то необходимо применить трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой и подобрать ответвление у трансформаторов так, чтобы получить приемлемые уровни напряжения, определяемые по формуле:
;
- напряжение регулировочного ответвления, кВ;
– напряжение, приведенное к стороне высшего напряжения (из расчета соответствующего режима), кВ;
– желаемое значение напряжения на вторичной стороне трансформатора для того же режима (согласно ПУЭ);
– номинальное напряжение вторичной обмотки (из паспорта трансформатора), кВ.
где – напряжение регулировочного ответвления, кВ.
Технико-экономические показатели линии.
1. Капитальные затраты на сооружение линии электропередачи напряжения 11 кВ
,
где – капитальные затраты на 1 км двухцепной линии на железобетонных опорах;
l – длина линии, км.
Значение принимается согласно приложению П-2, табл. 2
2. Затраты (издержки) на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание линии:
где %=3,8%.
3. Затраты на покрытие потерь энергии в линии за год:
где Pмакс – потери мощности в линии в максимум нагрузки;
– время максимальных потерь в зависимости от Тмакс(см. приложение П-4);
– удельные затраты на возмещение потерь энергии в электрических сетях, коп/кВт-ч в конце линии (см приложение П-2, табл. 5)
4. Годовые издержки эксплуатации:
.
5. Себестоимость передачи 1 :
.
6. Себестоимость 1 в конце линии:
,
где – себестоимость 1электроэнергии для систем с преобладанием тепловых электростанций, равная условно 15 коп/.
Приложения
Приложение П-1
Исходные данные по курсу «Электрические машины, станции, сети и системы»(Электрический расчет двухцепной линии электропередачи напряжением 110 кВ).
Напряжение в начале линии: а) в максимум нагрузки 121 кВ, б) в минимум нагрузки 115 кВ.
Продолжительность использования максимальной нагрузки = 6000 ч/г.
Таблица П-1
№ п.п. |
Максимальная нагрузка в начале линии, тыс. кВА. |
Длина линии, км |
Число и мощность понизительных трансформаторов, тыс. кВА. |
1 |
70 - 35 |
120 |
2x80 |
2 |
70 - 35 |
90 |
2x80 |
3 |
70 - 40 |
100 |
2x80 |
4 |
65 - 30 |
110 |
2x63 |
5 |
65 - 30 |
90 |
2x63 |
6 |
65 - 35 |
100 |
2x63 |
7 |
60 - 30 |
80 |
2x63 |
8 |
60 - 24 |
90 |
2x63 |
9 |
60 - 30 |
100 |
2x63 |
10 |
55 - 22 |
80 |
2x63 |
11 |
55 - 22 |
90 |
2x63 |
12 |
55 - 30 |
100 |
2x63 |
13 |
50 - 20 |
80 |
2x63 |
14 |
50 - 25 |
90 |
2x63 |
15 |
50 - 25 |
70 |
2x63 |
16 |
50 - 25 |
80 |
2x63 |
17 |
50 - 25 |
60 |
2x63 |
18 |
45 - 20 |
80 |
2x40 |
19 |
45 - 20 |
65 |
2x40 |
20 |
45 - 22 |
70 |
2x40 |
21 |
45 - 22 |
50 |
2x40 |
22 |
45 - 22 |
80 |
2x40 |
23 |
40 - 20 |
80 |
2x40 |
24 |
40 - 20 |
50 |
2x40 |
25 |
40 - 20 |
60 |
2x40 |
26 |
40 - 20 |
90 |
2x40 |
27 |
35 - 14 |
80 |
2x32 |
28 |
35 - 20 |
70 |
2x32 |
29 |
35 - 20 |
50 |
2x32 |
30 |
35 - 20 |
60 |
2x32 |
Приложение П-2, табл. 1
Характеристика голых сталеалюминевых проводов.
Основные параметры |
Марка провода | |||||
АС-70 |
АС-95 |
АС-120 |
АС-150 |
АС-185 |
АСО-240 | |
Длительно допустимый ток нагрузки, А |
265 |
330 |
380 |
445 |
510 |
605 |
Нагруженный диаметр провода, мм2 |
11,4 |
13,5 |
15,2 |
17,0 |
19,0 |
21,6 |
Активное сопротивление проводов, , Ом/км |
0,46 |
0,33 |
0,27 |
0,21 |
0,17 |
0,13 |
Индуктивное сопротивление, Ом/км |
0,44 |
0,429 |
0,423 |
0,416 |
0,409 |
0,39 |
Емкостная проводимость , сим/км 10-6 |
2,58 |
2,65 |
2,69 |
2,74 |
2,82 |
2,86 |
Примечание.Значения идля всех сечений указаны для среднегеометрического расстояния между проводами 5 м.
Приложение П-2, табл. 2
Капитальные затраты на сооружение двухцепных ЛЭП-110 кВ на железобетонных опорах во II климатическом районе (приняты условно).
Марка провода |
АС-70 |
АС-95 |
АС-130 |
АС-150 |
АС-185 |
АСО-240 |
Капитальные затраты , тыс. руб./км |
222,4 |
228,8 |
238,4 |
248 |
262,4 |
283,2 |