Электрические сети и системы

 

где: - количество трансформаторов; - потери холостого хода и короткого замыкания; - ток холостого хода трансформатора в %; ч -  фактическое время работы в часах; - время максимальных потерь в часах, равной 2886ч;

 

Амортизационные отчисления на разные виды оборудования даются в % от капитальных затрат. Норма амортизационных отчислений, на линию 3,5%, на трансформаторы 9%, на остальные оборудования 10%        

                                                                          

где: норма амортизационных отчислений на трансформаторы, линии и оборудовании.

 

Аналогичные расчеты производим для  остальных нагрузочных узлов  разомкнутой и замкнутой сети и полученные данные заносим в  таблицу. Сводная таблица расчета  эксплуатационных разомкнутой сети, таблица 9

Таблица 9

Нагр узел		ΔЭл, тыс.кВтч	ΔЭтр, тыс.кВтч	Сп	Са	С
1	16819851	15584400	1235450,5	100919	88720,5	189639,5
2	9801196,4	9235200	565996,42	58807	66504	125311
3	8448010,94	8035706,3	742304,64	52668	71302,125	123970,195
4	13368554,6	12626250	742304,64	80211	72365,25	152576,57
5	8453545,9	7923513	530032,896	50721,3	60862,125	111583,425
Итого:						703080,69

 

Сводная таблица расчета эксплуатационных затрат замкнутой сети

Таблица 10

Нагр узел		ΔЭл, тыс.кВтч	ΔЭтр, тыс.кВтч	Сп	Са	С
1	42793850,5	41558400	1235450,5	213969,3	4067	218036,3
2	14418796,42	13852800	565996,42	72094	3538,25	75632,25
3	27040979,64	26298675	742304,64	135204,9	4272,875	139477,775
4	38274734,64	37532430	742304,64	191373,7	4397,75	195771,45
5	12903757,9	12373725	530032,896	64518,8	4090,625	68609,425
Итого:	135432119,1					697527,2

 

 

Общие приведенные затраты         т.тг

 Таблица 11

Вариант сети	К, т.тг	С, т.тг	З, т.тг
Разомкнутая	4450100	703080,69	1237092,69
Замкнутая	482350	697527,2	755409,2

 

Таким образом более экономичная  по приведенным затратам является замкнутая сеть.

 

9. Расчет основных  режимов в электрической сети  и определение их параметров

 

Для расчета основных режимных параметров электрической сети следует принять П- образную схему замещения с активными и реактивными сопротивлениями, реактивной емкостной проводимостью линии с учетом силовых трансформаторов нагрузочных узлов, так как трансформаторы обладают своими сопротивлениями и проводимостями.

Определяем активные и реактивные  сопротивления силовых трансформаторов  по формулам:

Активные сопротивления         

 

где: - номинальное напряжение ВН, кВ; - номинальная мощность трансформатора; - потери короткого замыкания в трансформаторе;

 

Реактивное  сопротивление          

 

где: - напряжение короткого замыкания в %, кВ;

 

Аналогично расчеты производим и для других трансформаторов.  Определим приведенную расчетную активную мощность для линии первого нагрузочного узла.

                                                

Определим приведенную расчетную  реактивную мощность для линии первого нагрузочного узла                   

    

             

 

где: - зарядная мощность линии, определяемая по формуле

   мВар

 

где: В – реактивная емкостная  проводимость участка линии, значение которой принимаем из таблицы, равной 119·10⁶; - реактивные потери холостого хода трансформатора, определяемые по формуле

где: - холостой ход трансформатора (принимаем из технических данных трансформатора).

 

Аналогичные расчеты производим для  других участка

Таблица 12.

Участок	, мВар	, мВт	, мВар
1	1.44	130,3	34,61
2	1.44	72.31	22,6
3	1.44	72.22	25,6
4	1.44	80,37	28,6
5	1.44	56,33	19,6
Итого:			131,01

 

 

10. Выбор средств регулирования  напряжения в сети

 

Для поддержания подлежащего уровня напряжения в электрических сетях  осуществляется систематический контроль за уровнем напряжения. Регулируют напряжение изменением коэффициента трансформации трансформаторов с РПН, устанавливая постоянный или изменяющиеся во времени общий уровень напряжения для всех потребителей, присоединенных к шинам данной подстанции.

Для обеспечения регулирования  напряжения на подстанциях были выбраны силовые трансформаторы с РПН, переключение ответвлении у которых производится без перерыва электроснабжения потребителей. Выбор ответвлении на стороне высшего напряжения производится следующим образом:

Определяем напряжение на стороне низшего напряжения НН трансформатора, приведенные к стороне ВН по формуле

 

 

где:  – действительное напряжение на стороне ВН трансформатора, принимается из технических данных трансформатора; -  потери напряжения в трансформаторе, определяемые по формуле

 

Определяем расчетное напряжение на НН трансформатора    

 

где: - коэффициент трансформации трансформатора, определяемый по формуле

 

Определяем напряжение соответствующее  регулировочному ответвлению

 

 Производим расчет ответвлений  на стороне ВН для трансформаторов  первой подстанции. Аналогичные  расчеты производим для трансформаторов других подстанции и полученные данные заносим в таблицу 13.

 

Таблица 13

Нагр узел	, кВ	, кВ	, кВ		, кВ	, кВ
1	0,5	115	115,5	18.3	6,31	115,7
2	0,8	115	115,8	18.3	6,33	116,4
3	0,7	115	115,7	18.3	6,32	116,07
4	0,8	115	115,8	18.3	6.33	116,4
5	1,06	115	116,06	18.3	6,34	116,8
Итого:						581,37

 

 

 

 

11. Определение технико-экономических  показателей электрической сети

 

Определим экономическую эффективность передачи электрической энергии по воздушным линиям 110кВ с помощью технико-экономических показателей. К технико-экономическим показателям относятся коэффициент полезного действия ЛЭП и себестоимость передачи электроэнергии.

 

Определим суммарную расчетную  активную нагрузку на подстанциях

 

 

Суммарные потери электроэнергии в  сети (потери в линиях и трансформаторах  на всех участках) принимаем из таблицы  10. -

 

 

Себестоимость передачи электрической  энергии определяется делением годовых  эксплуатационных расходов на величину полезно переданной энергии потребителю

 

где: - годовые эксплуатационные расходы принимаем из таблицы 10. (С)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

12. Расчет среднегодового числа грозовых отключений воздушной линии

 

Определим число  ударов молнии в линию за год:    , где h_тр.ср – средняя высота подвеса троса, h_тр.ср =14.17 м;   L_вл – длина воздушной линии, L_вл =240 км; D_г – число грозовых часов в году, D_г= 55 часов

Вероятность прорыва  молнии сквозь тросовую защиту:   

Ток защитного  уровня:     , где W_к = 435 Ом – волновое сопротивление проводов воздушной линии с учетом короны. При токе  вероятность импульсного перекрытия гирлянды изоляторов при ударе молнии в провод вычисляется по формуле:

Доля ударов молнии в опору:   ,  где l_п – длина пролета, l_п=90 м

Доля ударов молнии в трос:     .  Критическая крутизна  волны напряжения, при которой может произойти пробой промежутка трос-провод.                

                               

где W_тр – волновое сопротивление троса; Е_р – разрядная напряженность, Е_р=750кВ/м;  v – скорость движения волны, v=250м/мкс; к – коэффициент электромагнитной связи, к=0.23; l_п – длина пролета, l_п=90 м; l_т-п – расстояние трос-провод, при учете защитного угла троса, м.

                        

                                                  

где D – диаметр  троса, D=0.012м. Критический ток молнии: , где v - скорость распространения электромагнитной волны, v=250 м/мкс                               

Вероятность импульсного  пробоя воздушного промежутка трос-провод при ударе молнии в трос:

                                      

Вероятность установления дуги при пробое воздушного промежутка трос- провод:  где Е_ср – средняя напряженность, кВ/м, ,  где:    Число отключений линии с учетом применения АПВ за год:  , где - коэффициент успешности срабатывания АПВ, =(0.8 ÷ 0.9). Принимаем =0.85

 

 

 

13 Выбор мест установки и расчет зон защиты стержневых молниеотводов для заданной подстанции

 

Зоной защиты принято  называть пространство вокруг молниеотвода, попадание в которое разрядов молнии маловероятно. Рассчитываемая  подстанция защищается четырьмя стержневыми молниеотводами, зона защиты которых превышает сумму зон защиты одиночных или двойных молниеотводов. Необходимым условием защищенности всей площади, заключенной вокруг прямоугольника 1-2-3-4 (Рисунок 14.1) является: D£8·h_a·p, где D – диаметр окружности, проходящей через вершины четырехугольника, D=25 м (из рисунка 5.1); h_а – активная высота молниеотвода; р – коэффициент, равный 1 для молниеотводов с высотой .

Из вышеприведенной  формулы можно определить величину h_а:                                    

Высота защищаемого  объекта над поверхностью земли: ,  где h_м – высота молниеотвода, м                                

Радиус зоны защиты одиночного молниеотвода на высоте h_х:

Определим ширину зоны защиты на высоте h_х, при этом рассматриваем каждую пару молниеотводов отдельно:    , где а – расстояние между молниеотводами, м

Рисунок 13.1  Зона защиты молниеотводов на уровне минимальной высоты зоны защиты.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

14 Расчет волнового сопротивления ЛЭП

 

Определим высоту подвеса верхнего провода над землей:     

где n – количество изоляторов, n=8; H – строительная высота изолятора, м Для изоляторов ПФ6-В  строительная высота изолятора Н=0.134м

 

Таблица 15.1

Тип изолятора	Строительная  высота Н, см	Диаметр D, см	Длина пути утечки L, см	Экв. диаметр Dэ, см	Коэф. формы Кф
ПФ6 – В	13,4	27	34	13,63	0,794