Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Эл.сети данные по курсовому.pdf
Скачиваний:
16
Добавлен:
17.05.2015
Размер:
223.21 Кб
Скачать

n

n

где åPk ,

åQk – суммы активных и реактивных мощностей нагрузок.

k =1

k =1

Потоки мощностей на других участках определяются согласно первому закону Кирхгофа для узла(сумма токов в узле равна нулю). Например, на рис. 1 мощность, протекающая по участку 1–2, равна

P

+ jQ

= P

+ jQ

A

- P

- jQ .

12

12

A

 

1

1

Точка раздела мощностей (на рис. 1 это точка 4) получается автоматически. Точки раздела активных и реактивных мощностей могут не совпадать.

В простых замкнутых сетях и в линиях с двусторонним питанием сечение проводов на участках выбирается, как правило, одинаковым, т. е. экономическое сечение рассчитывается по эквивалентным нагрузкам (выражения 3.5 или 3.6).

Полученное экономическое сечение проводов проверяется на допустимый нагрев (см. приложение В) по максимально возможному току, протекающему по линии в послеаварийных режимах работы. В двухцепных линиях за расчетный послеаварийный режим принимают схему с отключением одной из двух параллельных линий. В сетях с двусторонним питанием выбранные одинаковыми на всех участках линии сечения проводов проверяются по максимальному , току протекающему на головном участке у одного из источников питания, при отключении второго источника.

Если при проверке по допустимому току выбранное сечение не проходит, то его необходимо увеличить или одноцепную линию заменить двухцепной.

3.4. Экономические расчеты вариантов схем сети

Выбор наиболее целесообразной схемы электроснабжения осуществляется в результате сравнения общих технико-экономических показателей по нескольким возможным, технически равноценным вариантам схемы. К числу этих показателей относятся стоимость капитальных затрат и стоимость суммарных ежегодных эксплуатационных расходов.

Капитальные затраты вычисляются по укрупненным показателям стоимости элементов сети и элементов принципиальных схем первичной коммутации подстанций (включая силовые трансформаторы). Укрупненные показатели стоимости берут в ценах одного года из справочных материалов проектных организаций или из приложений Е и Ж. Затраты на сооружение линий и подстанций в приложениях Е и Ж даны в ценах 1984 года. Для пересчета затрат в цены текущего года следует указанные в приложениях стоимости умножить на коэффициент инфляции(в курсовой работе можно принять равным 50).

Годовые потери электроэнергии в линиях и трансформаторах можно определить по потерям активной мощности и по времени максимальных годовых потерь.

Потери электроэнергии в линии (кВт×ч) рассчитываются по формуле

12

или

где Ik max

Sk max

Rk

t

Uн

-3

n

 

 

2

× Rk

(3.12)

DWa 3 ×t×10=

åIk max

k =1

10-3 n 2

Uн2 k =1 (3.13)

максимальный ток, протекающий поk-му участку линии, А;

максимальная мощность, протекающая по k-му участку линии,DWa × Rk ,åS=k max

кВ×А;

активное сопротивление k-го участка линии, Ом;

время максимальных годовых потерь, час/год;

номинальное напряжение сети, кВ.

Для расчета времени максимальных годовых потерь можно использовать приближенную формулу

2

 

t (0,124 +Tнб ×10-4 )= ×8760 ,

(3.14)

где Tнб – продолжительность использования максимальной нагрузки, час/год (см. исходные данные на проектирование).

Потери активной электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах одинаковой мощности определяются по формуле

 

 

DP

æ S

ö2

 

 

DW= a тр

кз

ç

 

з

÷ × t + n × DPхх ×t ,

(3.15)

 

n

 

 

 

 

è Sн ø

 

где DPкз

– потери активной мощности в обмотках трансформатора, равные по-

DPхх

терям короткого замыкания, кВт (см. приложение А);

 

– потери активной мощности в сердечнике трансформатора, равные

n

потерям холостого хода, кВт (см. приложение А);

 

– число параллельно включенных трансформаторов;

 

Sз

– заданная мощность нагрузки на трансформаторы;

 

Sн

– номинальная мощность одного трансформатора;

 

t

– время работы трансформаторов(в курсовой работе

можно принять

 

t = 8760 часов за год).

 

 

 

 

 

Ежегодные эксплуатационные расходы складываются из стоимости потерянной энергии в сети за год и расходов на амортизацию, текущий ремонт и содержание обслуживающего персонала. Отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание выражаются в процентах от капитальных затрат насо оружение сети.

13

Ежегодные эксплуатационные расходы по сети можно представить - сле дующим выражением:

 

Эг = b0 ×DWa + p × Kc ,

(3.16)

 

S

 

где b0

– стоимость 1 кВт×часа потерянной электроэнергии, р./ кВт×ч;

 

DWa

– годовые потери активной электроэнергии в сети, кВт×ч;

 

Kc

– капитальные затраты на сооружение сети, р.;

 

pS

– отчисления на амортизацию, текущий ремонт и содержание

обслу-

живающего персонала в относительных единицах.

Согласно существующим нормативам суммарные отчисления в относительных единицах можно принять равными:

а) для воздушных линий на деревянных опорах– 0,1; б) для воздушных линий на деревянных опорах с железобетоннымипа

сынками – 0,085; в) для воздушных линий на металлических и железобетонных опорах– 0,04;

г)

для кабельных линий– 0,05;

 

д)

для оборудования подстанций– от 0,08 до 0,1.

 

Величины отчислений на амортизацию, текущий ремонт и содержание об-

служивающего персонала для линий(pлS × Kл ) и оборудования

подстанций

(pпS × Kп ) следует определять раздельно

 

 

pS × Kc = pлS × Kл + pпS × Kп .

(3.17)

По полученным капитальным затратам и эксплуатационным ежегодным расходам производится экономическая оценка разработанных вариантов схем сети . Экономически целесообразным считается вариант, требующий меньших капитальных затрат и эксплуатационных расходов. Варианты считаются экономически равноценными, если разница между капитальными затратами и эксплуатационными расходами одного варианта не более8–10 % соответствующих величин другого варианта. Если один из вариантов требует меньших эксплуатационных расходов, но больших капитальных затрат, чем другой вариант, экономическая целесообразность выполнения такого варианта определяется по минимальным приведенным затратам

Зп = Эг + pн × Kс ,

(3.18)

где pн

Kс

нормативный коэффициент эффективности капиталовложений(учитывает срок окупаемости спроектированной сети), в курсовой работе можно принять pн = 0,125;

капитальные затраты, равные сумме затрат на сооружение линий и подстанций.

14

Из сравниваемых вариантов выбирается тот, у которого приведенные затраты меньше. При экономически равноценных вариантах предпочтение отдается тому, который имеет более высокое техническое оснащение(более высокое напряжение, лучшую устойчивость параллельной работы .и д.)т и большие возможности развития сети в перспективе.

Сравнение вариантов по таким техническим показателям, как надежность питания, оперативная гибкость схемы и качество напряжения, обычно не производится, так как рассматриваемые в работе варианты по этим показателям должны удовлетворять в одинаковой степени.

3.5. Определение отклонений напряжения на шинах подстанций потребителей в режимах максимальных и минимальных нагрузок

Режим максимальных нагрузок рассчитывается по заданным мощностям потребителей.

Определение уровня напряжения на шинах10 кВ подстанции № 1 произво-

дится по формуле (рис. 1)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

U = U

A

-

PA × RA1 + QA × X A1

,

(3.19)

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

U A

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

где U A

– напряжение на шинах источника А;

 

 

 

 

PA , QA

– активная и реактивная мощности, протекающие по участку А-1;

RA1 , X A1 – активное и реактивное сопротивления проводов на участке А-1.

Напряжение на шинах подстанции № 2 равно

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

P

× R

+ Q

× X

12

 

 

 

U

2

=U

1

-

12

12

12

 

 

(3.20)

 

 

 

U1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

и т. д. до точки раздела мощностей в линии с двусторонним питанием или до последнего потребителя в линии с односторонним питанием. В курсовой работе при расчетах потерь напряжения в знаменателе можно подставить номинальное - на пряжение Uн .

Для регулирования напряжения на силовых трансформаторах с помощью изменения коэффициента трансформации применяются переключатели без возбуждения (ПБВ) или устройства РПН(регулирование под нагрузкой). Трансформаторные подстанции с первичным напряжением6–10 кВ, как правило, комплектуются трансформаторами с ПБВ, имеющими четыре дополнительных ответвления ± 2 ´ 2,5 % на обмотке высокого напряжения. Такие трансформаторы работают на одном ответвлении при всех режимах нагрузки(от максимальной до минимальной). Поэтому напряжение ответвления выбирается по среднему значению между максимальным и минимальным напряжениями на шинах 10 кВ.

15

Рис. 2. Схема силового трансформатора 10/0,4 кВ с ПБВ ± 2 ´ 2,5 %

При выборе ответвлений следует учесть потери напряжения в трансформаторах, которые определяются из выражения

 

 

DU тр =

P × Rтр + Q × X тр

,

(3.21)

 

 

 

 

 

 

U д

 

где

P, Q

– активная и реактивная нагрузки на трансформаторы;

 

Rтр ,

X тр

– активное и реактивное сопротивления трансформаторов, приведен-

 

Uд

ные к высшему напряжению;

 

 

– действительное напряжение на шинах10 кВ подстанции (в курсовой

работе можно подставить номинальное напряжение). Сопротивления трансформаторов можно найти, используя выражения:

 

DP ×U 2

R =

кз н

×103 ;

 

тр

Sн2

 

 

 

10 ×u

к

×U 2

 

X тр =

 

н

,

 

Sн

 

 

 

 

 

где DPкз

– потери короткого замыкания, кВт;

Uн

– напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ;

Sн

– номинальная мощность трансформатора, кВ×А;

uк

– напряжение короткого замыкания, %.

(3.22)

(3.23)

Если на подстанции одновременно работают два трансформатора одинаковой мощности, то сопротивления Rтр и X тр необходимо разделить на два.

Зная уровни напряжений на шинах подстанции, можно рассчитать отклонения напряжения из выражения

16