Потери на корону в вл 220…500кВ

Напряжение ВЛ, кВ	Номинальное сечение, мм2	Количество проводов в фазе	Рк мах, кВт/км	Рк min, кВт/км
220	240/32 300/39 400/51 500/64	1 1 1 1	2,7 2,5 1,7 1,5	2,0 1,8 1,3 1,0
330	240/32 300/39 400/51 500/64	2 2 2 2	3,4 3,4 2,6 1,9	3,2 2,5 1,8 1,4
500	300/39 400/51 500/64	3 3 3	8,0 6,2 4,9	5,7 5,3 3,4

П р и м е ч а н и е. Минимальные потери соответствуют условиям ОЭС Северного Казахстана, максимальные ОЭС -- Сибири. Для других ОЭС следует принимать промежуточные значения.

Потери активной мощности в двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах состоят из потерь мощности на нагрев в активном сопротивлении обмоток трансформатора и потерь в магнитопроводе на перемагничивание и вихревые токи, приравненные активным потерям холостого хода (хх), т.е.

, (37)

где Р₂ и Q₂ -- соответственно активная и реактивная мощность нагрузки трансформатора на стороне приведенного вторичного напряжения U₂'.

В тех случаях, когда напряжение U₂' неизвестно, его принимают равным номинальному напряжению трансформатора, к которому приведены его сопротивления r_т и х_т, которые обычно приводятся к напряжению ВН трансформатора.

При правильной работе n одинаковых трансформаторов:

 

, (38)

или

. (39)

Потери электроэнергии в трансформаторах зависят от режима их работы. Если допустить cos_н  неизменным в течение года, тогда для параллельно работающих в течение всего года трансформаторов, с номинальной мощностью S_ном каждого, потери энергии

, (40)

или

, (41)

где S_{2нб сум} - наибольшая в году суммарная нагрузка трансформатора;

P_к - потери короткого замыкания;

P_x - потери холостого хода (потери в стали) трансформатора;

Потери активной мощности в трехобмоточных трансформаторах находятся суммированием потерь мощности в трех его обмотках, которые определяются по величине мощности, протекающей через соответствующую обмотку.

Общее выражение для определения потерь активной мощности при n работающих параллельно трехобмоточных трансформаторов:

 

, (42)

где  индексами 1, 2 и 3 обозначены величины, относящиеся соответственно к первичной, вторичной и третичной обмоткам.

Потери электроэнергии в трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах могут быть определены по формуле:

 

. (43)

В проектных расчетах можно принять, что  ₁= ₂  = ₃ = .

Определив потери энергии в линиях  W_Лсум и во всех трансформаторах  W_Тсум, можно определить ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии И_пот.

Таким образом, суммарные ежегодные издержки в сравниваемых целесообразных вариантах районной сети при одинаковых параметрах подстанций:

И = И_л + И_пот,   (44)

то же в случае разных параметров ПС и при выборном варианте(ов) сети:

И = И_л + И_пс + И_пот.    (45)

Если варианты существенно различаются по надежности электроснабжения, рекомендуется в состав приведенных затрат (З) включать ожидаемый народнохозяйственный ущерб (У) от нарушений электроснабжения. Этот ущербУ(тыс. грн/год) включается в состав приведенных затрат по вариантам:

З₁ = Е_н К₁ +И₁ +У₁, (46)

З₂  = Е_н К₂ +И₂ +У₂,  (47)

и т.д., затем выбирают вариант с меньшими затратами.

В расчетах учитываются как аварийные, так и плановые отключения элементов электрической сети.

Среднегодовой ущерб из-за аварийного (вынужденного) нарушения электроснабжения определяются так:

У_в  = ·T_в·P_нб·_н·У_ов, (48)

где   - параметр потока отказов (среднее количество отказов за год);

T_в - среднее время восстановления, лет/отказ;

P_нб- суммарная наибольшая нагрузка нормального режима, кВт;

  _н - коэффициент ограничения нагрузки потребителя;

У_ов- расчетный удельный годовой ущерб из-за вынужденного перерыва электроснабжения, тыс. гривен.

Параметр потока отказов   и среднее время восстановления T_в элементов электрических сетей определяются из таблиц 8 и 9 [4].

Коэффициент ограничения нагрузки потребителей  _н равен отношению нагрузки, которую необходимо отключить в данном режиме при данном отказе, к суммарной наибольшей нагрузке нормального режима. При полном прекращении электроснабжения  _н= 1.

В сети с полным резервированием потребитель не испытывает перерыва в электроснабжении и  _н = 0. Величина P_нб·_н равна мощности нагрузки, отключенной при отказе.

Среднее количество энергии, не отпущенной за год потребителю, равно:   ·T_в·P_нб ·_н.

Удельные показатели ущерба определяются по кривым, приведенным на рис.6 в зависимости от состава нагрузки и коэффициента ограничения нагрузки  _н [4,7].

Выражение (48) относится к простейшему случаю, когда возможно аварийное отключение одного элемента электрической сети. В действительности в электрической сети могут отключаться из-за аварий различные элементы: линии, трансформаторы, выключатели, шины, отделители и короткозамыкатели.

В структурной схеме замещения электрической сети последовательно в одну ветвь соединяются те элементы сети, отказ любого из которых вызывает простой всех остальных элементов. В структурной схеме параллельно соединяются отдельные элементы или участки сети, отключение любого из которых не приводит к простою остальных.

Математическое ожидание ущерба от вынужденных простоев У_в тыс. грн/год, для ветви структурной схемы сети, состоящей из последовательно соединенных элементов, определяется так:

У_в =К_в· P_нб· _н· У_ов,  (49)

где К_в - коэффициент вынужденного простоя (средняя вероятность отказов за год), отн.ед.