1

Лекция №17

17.1. Затраты на возмещение потерь мощности электроэнергии в элементах электрической сети

17.1.1. Определение потерь электроэнергии

Потери мощности и электроэнергии в любом элементе электрической сети состоят из двух компонентов, один из которых (с индексом «штрих») соответствует потерям в продольных ветвях, а второй (с индексом «два штриха») - в поперечных:

текающего в продольной ветви тока (от передаваемой через элемент мощности), и поэтому данные потерн

произвольной (j-й) ступени этого графика продолжительностью t j определяются:

(для j-й ступени графика) определяются:

за весь год:

Выражение (17.2) для годовых потерь электроэнергии в сопротивлении ri можно переписать в форме:

Время потерь является некоторой функцией числа часов использования максимальной нагрузки, то есть ri f Tибi (рис17.1,б).

Связь между Tибi и ri приближенно устанавливается следующей эм-

Вторая составляющая суммарных потерь электроэнергии в i-м

элементе Э``i , не зависящая от передаваемой по нему мощности, прибли-

женно определяется через соответствующие потери активной мощности в активных проводимостях поперечных ветвей схемы замещения и число часов

трансформаторного оборудования в проектных расчетах принимается равным 8760 ч а для компенсирующих устройств (синхронные компенсаторы, комплектные конденсаторные установки, шунтирующие реакторы) - в зависимости от графика их работы.

Суммарные потери электроэнергии в элементах электрических сетей

3

достигают значительных величин, составляя для различных энергосистем (5 – 15)% от поступающей в сеть электроэнергии в зависимости от плотности

графиков нагрузки, конфигурации сети, количества ступеней трансформации и других факторов.

17.1.2. Определение затрат на возмещение потерь

Затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии в i-м элементе сети в соответствии с двумя категориями потерь Эi , Эi имеют две со-

троэнергии соответственно зависящих и не зависящих от нагрузки. Они характеризуют всю совокупность расходов энергосистемы по выработке и передаче дополнительной электроэнергии, идущей на покрытие потерь величины зЭ были дифференцированы по четырем группам ОЭС, расположенным в

различных регионах страны - европейской части, Сибири, Казахстане и Средней Азии, а также на Востоке азиатской части России.

Годовые затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии в i-м элементе проектирую мой сети для k-го варианта:

j 1

где m - общее число учитываемых при сравнении вариантов элементов сети, то есть элементов, имеющих неодинаковые технические характеристики в сопоставляемых вариантах.

17.1.3. Определение ущерба от перерывов электроснабжения

Вероятный годовой ущерб от перерывов электроснабжения узла нагрузки мощностью Риб k - м варианте схемы сети определяется как сумма ущербов от аварийных и плановых отключений потребителей:

4

где Увk , УПk - математические ожидания ущербов от вынужденных и плано-

вых простоев элементов схемы сети. В свою очередь,

Здесь Кв.эk , Кпв.эk - эквивалентные коэффициенты вынужденного и планового

простоев;, - расчетные годовые удельные ущербы от аварийных и плановых огра-

ничении электроснабжения, тыс. руб/( кВт год );- степень ограничения потребителей.

17.2. Выбор номинального напряжения сети

Наиболее целесообразна формула Стилла:

и формула А. М. Залесского:

U кв Р квт 0.1 0.015 L км . (17.15)

5

ные, отвечающие характеристикам, изображенным на рнс.17.2. а также указаны границы экономически целесообразного применения и более низких номинальных напряжений.

Данные табл. 17.1. относятся к одноцепным линиям. С их помощью устанавливаются границы экономически целесообразного применения того или иного напряжения, оцениваемые по длине линии и передаваемой по ней мощности.

17.3. Основы выбора сечения проводов и кабелей

При выборе проводов и кабелей по условию наивысшей экономической эффективности принимаются во внимание нормальные рабочие режимы электрических сетей. При выборе сечений проводов и кабелей приходится учитывать ряд ограничений. Одно из них определяется условиями нагрева.

Другое ограничение: требование поддерживать необходимый уровень напряжения у потребителей местных сетей. Для местных сетей характерно существенное превышение активного сопротивления над индуктивным. В этих условиях продольная слагающая падения напряжения практически равна потере напряжения [1]:

где Ua - слагающая суммарной потери напряжения, зависящая от активных

6

сопротивлений сети;

Ur - то же, но от ее индуктивных сопротивлений.

При ri xi слагающая Ua составляет значительную долю от общей

потери напряжения и ее изменение существенно влияет на величину U . Поскольку погонное активное сопротивление линий обратно пропорционально их сечению

то при изменении сечения в рассматриваемых линиях оказывается возможным эффективно влиять на изменение величины U .

При проектировании районных сетей ограничение по потере напряжения не учитывается. Объясняется это прежде всего тем, что непосредственные потребители энергии связаны с линиями районной сети трансформаторами и автотрансформаторами, способными регулировать напряжение в распределительных сетях. Другой причиной является сравнительно малая зависимость потери напряжения от сечений проводов, для которых r0 x0 .

Изменение сечения приводит к заметному изменению r0 и практически не влияет на x0 . Поэтому при Ua U не удается заметно повлиять на сум-

марную величину U при изменении сечения.

Указанные причины позволили при выборе сечения проводов районных сетей отказаться от учета ограничения, связанного с допустимой потерей напряжения в сети.

В ПУЭ указаны минимально допустимые сталеалюминиевых проводов: АС70 при 110 кВ, АС-120 при 150 кВ и АС-240 при 220 кВ. Для линий 330 и 500 кВ, выполняемых расщепленными проводами.

17.4. Выбор экономически целесообразных сечений проводов и кабелей

Если через Kл 0 обозначить стоимость сооружения 1 км линии элек-

трической сети, а через процент суммарных отчислений на амортизацию и ремонт линии, то отвечающая им слагающая ежегодных издержек по эксплуатации [1]:

7

Величина Kл 0 в первом приближении может быть определена:

где K 0 - расходы на сооружение 1 км линии, не зависящие от сечения прово-

дов и связанные с изысканиями, проектированием, прокладкой дорог, линии связи и т. д.;

K0 - расходы на сооружение 1 км линии, зависящие от сечения проводов и, в

первую очередь, от стоимости самих проводов.

Слагающая ежегодных издержек по эксплуатации сети, обусловленная отчислениями на амортизацию и ремонт:

Расходы по обслуживанию сети не зависят от сечения проводов, которыми выполняются линии сети, поэтому при выборе экономически целесообразного сечения они могут не учитываться.

Последней слагающей ежегодных издержек по эксплуатации сети является стоимость потерянной энергии. Если через b обозначить стоимость 1 кВт ч потерянной энергии, то эта слагающая

Приведенные затраты определяются суммированием издержек с отнесенными к одному году капитальными затратами на сооружение сети проводом сечения F:

которая также называется экономической. Экономическая плотность тока с учетом (17.27):

где k эк - коэффициент, меньший единицы, который определяет уменьшение

экономического сечения в сравнении с сечением, соответствующим минимуму приведенных затрат.

Данные, приведенные в табл.17.2. относятся к линиям с номинальным напряжением, не превышающим 220 кВ. Для электропередач 330 и 500 кВ экономическая плотность тока не нормируется.

Выбор экономически целесообразных сечений проводов с помощью нормированных значений экономической плотности тока позволяет унифицировать подход к проектированию, избежать разнохарактерности в оценках экономической эффективности. Однако в то же время использование экономической плотности тока не позволяет в полной мере учесть все влияющие факторы в каждом конкретном случае, поскольку для коэффициентов, определяющих единые экономические плотности тока, могут приниматься лишь некоторые средние обобщенные значения. Кроме того, использование

10

нормированных экономических плотностей тока не позволяет принять во внимание характерную особенность современной практики строительства воздушных линий заключающуюся в широком применении унифицированных типов опор.

водит к их пересечению. Очевидно, что при токах, отвечающих точкам пересечения, экономически равноценно применение двух сечений проводов. Так при токе Iиб Iиб 1 2 равные приведенные затраты будут иметь место при

применении проводов как с сечением F1 , так и с сечением F2 . При токе Iиб Iиб 2 3 экономически равноценно сооружение линий с сечением F1 и F2 . При токах, отличных от Iиб 1 2 и Iиб 2 3 , наименьшие приведенные затраты

отвечают какому-нибудь одному сечению провода. Следовательно, можно считать, что значения токов Iиб 1 2 иIиб 2 3 разбивают (рис.17.4.) всю область

возможных значении наибольших токов нагрузки на интервалы. Каждому из них отвечает одно сечение провода, обусловливающее наименьшие приведенные затраты. Эти интервалы называют экономическими.

В настоящее время метод экономических интервалов получил практическое применение при проектировании линий 35 – 750 кВ