Электрический расчет питающих линий

Сечение проводов питающих линий выбирается по экономической плотности тока:

, (9.1)

где -максимальный рабочий ток линии; - количество линий или цепей; - экономическая плотность тока, определяе­мая в зависимости от [8, 15].

Выбранное сечение проверяется по условиям нагрева в послеаварийном режиме. Для линий 110 кВ по условию короны сечение должно быть не менее АС-70.

Определяются потери напряжения при максимальных и минимальных нагрузках по методике, изло­женной в работе [10].

Определяются потерн энергии в линиях и трансформаторах. При расчете потерь напряжения в питающих линиях необходимо учитывать транзитную
мощность и протяженность линии до отпайки (на карте 1). На карте 3сечении проводов и потери напряжения
рассчитываются отдельно на каждом участке и суммируются. Отклонения напряжения в центре питания следует считать в самом начале линии (приложение 3). На карте 2 и во всех случаях кольцевания питающих линий потери напряжения считаются в наиболее неблагоприятном режиме, т. е. при отключении одного из источников.

Электрический расчет распределительных сетей 10- 20-35 кВ производится с целью выбора марки, сечения провода и проверки качества напряжения у потребителей.

Определяются расчетные линейные нагрузки сети по сумме расчетных нагрузок трансформаторов, располо­женных за этим участком:

, (9.2)

где - коэффициент одновременности (таблица 3.2); Ртп - расчетные мощности ТП каждого населенного пункта (дневная и вечерняя) или, по графикам нагрузок [4].

Расчет ведется параллельно дневных и вечерних на­грузок. Полная мощность определяется из активной и значения . В линиях 10 кВ значение естественного , определяют на участках сетей 10 кВ по со­отношению расчетных нагрузок производственных потре­бителей Рп к суммарной расчетной нагрузке по номо­грамме 4.1 стр. 21 [4]. Окончательно Spaсч принимается наибольшей из дневной или вечерней.

По максимальным расчетным нагрузкам определяют­ся максимальные линейные токи участков:

, (9.3)

Далее определяют эквивалентные токи участков:

, (9.4)

где - коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузки. При удвоении нагрузок в течение 5 лет = 0,7.

Сечение проводов ВЛ 10-20 кВ выбирается по экви­валентному току или мощности по экономическим интер­валам нагрузок [2, 3, 8]. Для ВЛ 10 кВ форма экономических интервалов дается в таблице 9.1.

Таблица 9.1 –Интервалы экономических нагрузок для ВЛ 10 кВ

Провод	ПС-25	АС-25	АС-35	АС-50	АС-70
Нагрузка, А	0-5	5-12	12-22	22-31	31-47

В целях удобства монтажа и эксплуатации на линиях рекомендуется выбирать не более двух - трех сечений.

Производится расчет потери напряжения в лини­ях от начальных до конечных точек по направлению пере­тока энергии дневного и вечернего максимумов. На каж­дом участке AU определяется при максимальном режиме нагрузки (дневном и вечернем) по номограммам [10] или формуле:

, (9.5)

где - длина участка, км; - удельные сопротивления проводов, Ом/км.

Можно принять = 0,95. Потери энергии в про­водах распределительных сетей определяются как:

кВт ч, (9.6)

где - максимальный рабочий ток участка линии.

Время потерь для смешанной с.-х. нагрузки можно принимать равным 2000 ч в год для распределительных линий, а для питающих - 3000...3500 ч.

Потери энергии в питающих и распределительных трансформаторах определяются по общеизвестной фор­муле:

кВт ч, (9.7)

где - время работы трансформатора (можно принять 8760 ч/год); - время потерь, ч/год; - число трансформаторов данной мощности (63, 100 кВА); - коэффициент загрузки трансформатора.

, (9.8)

где - расчетная нагрузка на один трансформатор.

При расчете потерь энергии в потребительских транс­форматорах последние можно объединить в группы по мощности. При этом коэффициент загрузки принимается средним для зоны, равным отношению:

, (9.9)

где - сумма расчетных нагрузок потребителей зоны; - сумма номинальных мощностей трансформа­торов зоны.

Результаты электрического расчета распределитель­ных сетей сводятся в таблицу, форма которой дается в приложении 6.

Для расчетов (9.5-9.7) составлены программы на ЭВМ

10 Технико-экономическое сравнение вариантов схемы электроснабжения

Технико-экономическое сравнение вариантов схе­мы электроснабжения производится по приведенным за­тратам, которые могут быть рассчитаны для каждого варианта по формуле, приводимой в работе [19]

, (10.1)

где -суммарные капитальные вложения на питающие линии, питающие подстанции, распредсети и потребительские подстанции, тыс. руб.; = 0,12 - нормативный коэффициент эффективно­сти, руб./руб. год; - издержки, тыс. руб./год.

Ежегодные издержки равны:

, (10.2)

где - годовые отчисления на амортизацию определя­ются по формуле

, (10.3)

где Ра -отчисление на амортизацию, %; - затраты на эксплуатацию линий и подстанций, включающие в себя заработную плату персо­нала, общественные расходы и расходы на те­кущий ремонт; - издержки па покрытие потерь энергии в линиях и трансформаторах.

Затраты на эксплуатацию определяются по формуле:

[15,16], (10.4)

или

[14], (10.5)

где - затраты на обслуживание одной условной еди­ницы; = 28 руб./у.е. в год [1]; - количество условных единиц в каждом вариан­те [14].

Составляющие издержки на покрытие потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах:

(10.6)

Для каждой слагаемой:

(10.7)

где - тариф потерь электроэнергии, руб./кВт ч; -величина потерь электроэнергии, кВт ч.

Себестоимость потерь электроэнергии обусловлена местом потерь, значением и регионом страны [1, 9].

В линиях 110 кВ и подстанциях 110/35/10 кВ себе­стоимость составляет для Центральной части 51. 11 и 60 коп/кВт ч, для линий 35 кВ 66 коп./кВт ч. и для линий 10 кВ 81 коп./кВт ч. Для условий Сибири необ­ходимо вводить коэффициент Кс = 0,62; 0,7; 0,69; 0,7, т. е. соответственно снижать величину себестоимости по­терь энергии. Для трансформаторов питающих подстан­ций имеются номограммы, которые дают возможность определять себестоимость потерь энергии в трансформа­торе за год [9]. Значение себестоимости потерь энер­гии можно также определять по графику [3], рис. 64, с 274.

К исполнению следует принимать вариант, имеющий минимальные приведенные затраты (допускается откло­нение по техническим соображениям в пределах ±5%).

Повышение надежности распределительных сетей достигается путем автоматического секционирования, се­тевого пли местного резервирования и совместного их применения.