Лекция №3 «Определение расчетная нагрузок в нужных точек, в системе электроснабжения»

Активное и индуктивное сопротивления
Марка провода
А-16	А-25	А-35	А-50	А-7	А95
r0 , Ом/км	2,06	1,28	0,92	0,64	0,46	0,34
x0 , Ом/км Дср = 1,25 м	0,405	0,391	0,380	0,369	0,355	0,46

U₁ – напряжение в начале линии, кВ;
_уч – суммарное потери напряжения для определяемой участок «К», кВ;
Потери напряжения для каждого участка линии определяются отдельно, так как на каждом участке линии протекают разные мощности. Когда определяем для линии потери напряжения суммируется потери напряжения всех участках линии. По результатом, расчета потери напряжения на линии должно быть меньше или равно допустимого значение потери напряжения для этого линии; тоесть ΔU_л ≤ ΔU_доп . Если ΔU_л больше ΔU_доп то нужно сечение провода выбрать больше, после этого нужно определить ΔU_л.
Пример: определить потери напряжения для максимального и минимального режима на 10 кВ ных линий которой параметры показано на схемы, ΔU_доп = 2,5%.
Решение: Для максимального режима:
Р_р = S_p • cosφ = 1500 • 0,8 = 1200 кВт;
Q_p = S_p • sinφ = 1500 • 0,6 = 900 квар;
Рис. 6.1. Схема сеть питающей подстанции 35/10 кВ.

Для участки 2-4 нужно выбрать другое сечение провода, т.е. А-35.

6.2. Определение оптимальное значение режима напряжения.

Если передаваемая напряжения для потребителей меньше номинального значение, то они потребляет мощность от сети меньше. Это даёт возможность экономит Электра энергии. По ГОСТ допускаемая для потребителей подавать на 5% меньше от номинального. Оптимальное значение напряжения это по ГОСТ допускается снижение напряжения до допустимого значения, (5%).

Для обеспечение оптимальных значение режима напряжения на всех потребителей питающей от подстанции нужна принимать одновременно централизованное и местное средства регулирования напряжения.
В этом случае нужна учитывать, что потребители находятся в разных местах от подстанции.
На шинах 10 кВ районных подстанции с помощью РПН напряжения поддерживаются на 2,5÷5% больше к номинальному. Например, для максимального режима 10,3 кВ; для минимального режима 10,5 кВ.
Теперь определяем поступающей напряжения для каждого ТП в максимального и минимальном режиме:
U_тп = U₁ – (ΔU₁ + ΔU₂ + …+ΔU_i), (В)
Где U₁ – напряжение в начале линии, (В)
ΔU₁ + ΔU₂ + …+ΔU_i – потери напряжения на участке линии до ТП.
Напряжения на вторичной стороне трансформатора ТП:
U_тп – ΔU_т
U₂¹ = ------------------ , (В)
К_т

ΔU_т – потеря напряжения на трансформатора;

4 ÷ 5
ΔU_т = ------------- • U_ном , (В)
100

К_т – коэффициент трансформации,

U_I 10
К_т = -------- = ------ = 25
U_II 0,4
Напряжения поступающей у потребителей
U₂ = U₂¹ - Δ U_{л, 0,38} + U_доб
Δ U_{л, 0,38} – напряжения на низких линии можно выбрать потери напряжения до допустимому значению.
2,5%
Δ U_{л, 0,38} = ---------- • 380 = 9,5 В.
100
U_доб – на добавочный напряжения получаемой с помощью ПБВ.
Значение U₂ для максимальному режиму недолжна быть меньше 95%, тоесть 95
------ • 380 = 361 В
100
В максимальном режиме не должно быть больше
10,5%
--------- • 380 = 399 В
100
Пример: Потери напряжения на участке 10 кВ линии до ТП в максимальном режиме:
ΔU₁¹⁰⁰ = 120 В; ΔU₂¹⁰⁰ = 80 В; ΔU₁¹⁰⁰ = 9325 В; ΔU_л,0,38¹⁰⁰ = 9,5 В.
В минимальном режиме:
ΔU₁²⁵ = 30 В; ΔU₂²⁵ = 20 В; ΔU₁²⁵ = 9425 В; ΔU_л,0,38²⁵ = 2,4 В.
Определить положение ПБВ для оптимальных значение режима напряжения.
Решение: Напряжения поступающей на ТП:
U_тп¹⁰⁰ = 9325 – (120 + 80) = 9125 В
U_тп²⁵ = 6425 – (30 + 20) = 9375 В.
Напряжение на вторичной стороне ТП:
U_тп - ΔU_т 9125 – 500
U_2max¹ = ---------------- = ---------------- = 345 В.
К_т 25

9375 – 125

U_2max¹ = ---------------- = 370 В.
25

Напряжения поступающей у потребителя.

ΔU₂¹⁰⁰ = U_2max¹ - U_{л, 0,38} + U_доп = 345 – 9,5 + 28,5 = 363 > 361 В.

Чтобы получить U_доб = 28,5 В положение ПБВ должен быть на +2,5%

7,5%
U_доб = ----------- • 380 = 28,5 В.

100

U₂²⁵ = 370 – 2,4 + 28,5 = 396 < 399 В.

6.3. Оптимизация режим напряжения методом уменьшение реактивной мощности в электрических сетях.
По электрическим сетям передаётся активные и реактивные мощности для потребителей. Эти мощности влияют на потери напряжения в сетей.
Р_р • R_л + Q_р • X_л
ΔU_л = ---------------------- ;
U_л

Если по каким небуд способом уменьшаем значение Q реактивных мощности, то потери напряжения тоже уменьшается. Для уменьшение мощность в сеть принимаем батарея конденсаторов.

Для этого около потребителей в сет, мощности равными – q_БК подключаем батарея конденсаторов. В этом случае значение потери напряжения в сети будут равно:

Р_р • R_л + (Q_р - q_БК) • X_л
ΔU_л = -------------------------------- ;
U_л
Если Q_л = q_БК то от сети протекающей реактивной мощность составляет равным нулю. В этом случае для потребителей реактивной мощности вырабатываются с помощью батареи конденсаторов.
В режиме максимальной нагрузке батареи подключаются в сет польной мощностью. С умещением нагрузки част конденсаторов автоматический отключается от сети. В режиме минимальном нагрузке батарея конденсаторов полностью отсоединяется от сети, потому что в этом режиме значение потери напряжение мало.
Пример: Определить повышения напряжения потребителей с помощью батареи конденсаторов в режиме максимальной нагрузке.
Дано: Р = 1000 кВт, Q = q_БК = 600 квар.
U_л = 10 кВ; l = 10 км; А-25; r₀ = 1,28 Ом/км.
х₀ = 0,391 Ом/км.

Решение: Определить потери напряжения в сет до подключения батарея конденсаторов.

1000 • 10 • 1,28 + 600 • 10 • 0,391
Uq_БК = ---------------------------------------------- = 1514,6 В.
10
Потерь определим потери напряжения, но 10 кВ ных линии после подключение батареи конденсаторов.
1000 • 10 • 1,28 + (600 – 600) • 10 • 0,391
Uq_БК=600 = ------------------------------------------------------ = 1280 В.
10

1514,6 – 1280 = 234,6 В то есть на 234,6 В повышала напряжения в сет.

Лекция №7
«Основы технико-экономических расчетов в системах электроснабжения»

План:
7.1. Общие понятия.

7.2. Методика технико-экономических расчетов.
7.3. Определение капитальных затрат (вложения) для сроков строительства с выше 1 года.
7.4. Метод срока окупаемости (Срок окупаемость капитальные затраты).
7.1. Общие понятия.
Технико-экономические расчеты выполняются для выбора:

1. 
   для выбора схемы электроснабжение;
   
2. 
   экономически обоснованного числа, мощности и режим работы трансформаторов на подстанции;
   
3. 
   для определение оптимального напряжения на предприятий для внутренних и внешних системы электроснабжения;
   
4. 
   для выбора сечение проводов, шина провода и кабелей;
   
5. 
   экономически целесообразных средств компенсации реактивной мощности и мест размещения компенсирующих устройств;
   
6. 
   электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств;
   
7. 
   целесообразной мощности собственных электростанций и генераторных установок в случае их необходимости;
   
8. 
   трасс и способов прокладки электросетей с учетом коммуникаций энергохозяйства в целом.
   

Основной целью технико-экономических расчетов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и ее элементов.
При технико-экономических расчетов систем электроснабжения должны соблюдаться определенные условие сопоставимости вариантов:

1. 
   технические, при которых могут сравниваться только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах и оптимальных параметрах, характеризующих каждый из рассматриваемых вариантов;
   
2. 
   экономические, при которых расчет сравниваемых вариантов ведется применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники, с учетом одних и тех же экономических показателей, характеризующих каждый из рассматриваемых вариантов.
   

Для каждого варианта определяются капитальные вложения, эксплуатационные расходы и суммарные приведенные затраты, и по этим показателям выбираются оптимального варианта.
При разной надежности сравниваемых вариантов необходимо дополнительно учитывать математическое ожидание народно-хозяйственно убытка от снижения надежности.
При производстве технико-экономических расчетов можно пользовать укрепленные показатели стоимости (УПС) элементов системы электроснабжения (1 км линии, одного трансформатора одной камеры РУ и т.д.), а также УПС сооружения подстанций в целом.

7.2. Методика технико-экономических расчетов.

Основными экономическими показателями электрической сети являются капитальные вложения на ее сооружение и ежегодные эксплуатационные издержки. В ряде случаев используют так называемые удельные экономические показатели: капитальные вложения К₀ , отнесенные к 1 кВт передаваемой по сети мощности, и себестоимость С передачи 1 кВт•час электроэнергии.

Капитальные вложений К на сеть состоит из затрат на сооружение линий К_л и повышающих и понижающих подстанций К_п:
К = К_л + К_п , (тыс.руб) (7.1.)
В капитальные вложения на линии входят затраты на изыскательные работы и подготовку трассы линии, на опоры, изоляторы, провода, монтаж линий и прочие, определяются по формуле:
К_л = К₀ • l , (тыс.руб) (7.2)
Где К₀ – стоимость 1 км линии, сооружаемой на опорах, тыс.руб./км, выбирают из справочника по номинальному напряжения линии, сечение проводов (конструкции фазы) материала и конструкции опор, района по гололёду;
l – длина линий, км.
В капитальные вложения на подстанции ходят затраты на подготовку территории, силовые трансформаторы, электрические распределительные устройства, включая электрооборудование и его монтаж и прочие определяются по формуле:
К_п = К_т • n_т + К_я • n_я , (тыс.руб) (7.3)
Где К_т , n_т – стоимость и количество трансформаторов на подстанции, тыс.руб;
К_я , n_я – стоимость и количество линейных на стороне СН и НН.
Годовые эксплуатационные затраты состоит из отчисления на амортизацию и текущие ремонт, стоимость потерь электроэнергии в линиях и на подстанциях, а также заработной платы на эксплуатацию системы электроснабжения.
Годовые эксплуатационные затраты для линии определяются по формуле:
Р_а.л% + Р_т.р.л% + Р_о.л%
С_эл = ---------------------------- • К_л + ΔW_л • С₀ • 10^-5 + 28 • ɤ_л • l • 10^-3 , (тыс.руб) (7.4)
100
Р_а.л% ; Р_т.р.л% ; Р_о.л% - отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание линий, %. Берутся из справочников;
С₀ – стоимость 1 квт•час. потерянной электроэнергии, (в среднем С₀ = 0,9 коп/квт • час);
ΔW_л – потери электроэнергии в линии и подстанций, кВт • час;
ΔW_л = ΔРл • ῖ , кВт • час, (7.5)
ῖ = (0,124+Т_max)² • 8760 час.
ɤ_л – число условных единиц для эксплуатации 1 км линии, берется из справочников; (ɤ=28 руб. в год);
l – длина участок линии, км.
Годовые эксплуатационные затраты для подстанций определяется по формуле:
Р_а.п% + Р_т.р.п% + Р_о.п%
С_э.п = ----------------------------- • К_п + ΔW_п • С_о • 10^-5 + 28 • ɤ_л • n_прис • 10^-3 , тыс.руб. (7.6)
100
Где Р_а.п% ; Р_т.р.п% ; Р_о.п% - отчисление на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание подстанций, берутся из справочника;
ΔW_п – потери электроэнергии в трансформаторах, кВт • час;
ΔW_т = n • ΔР_х • 8760 + 1/n • ΔР_к • (S_max/S_ном)² • ῖ , кВт •час, (7.7)