74393

ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПО УСЛОВИЯМ ЭКОНОМИЧНОСТИ

Реферат

Энергетика

С другой стороны от площади сечения проводника зависит его активное сопротивление и его диаметр которые в свою очередь влияют соответственно на нагрузочные потери электроэнергии и потери холостого хода и как следствие на стоимость этих потерь. Действительно например при увеличении площади сечения проводников капитальные затраты на них будут возрастать а стоимость потерь электроэнергии в них уменьшаться.40 нагрузочные потери электроэнергии выражены по методу времени наибольших потерь потери холостого хода не учитываются а...

Русский

2014-12-31

582.5 KB

5 чел.

109 - ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПО УСЛОВИЯМ ЭКОНОМИЧНОСТИ

Различной площади сечения проводников линий электропередачи соответствует различный расход проводникового материала. Следовательно, при изменении площади речения проводников будут изменяться капитальные затраты в линию. С другой стороны от площади сечения проводника зависит его активное сопротивление и его диаметр, которые, в свою очередь, влияют соответственно на нагрузочные потери электроэнергии и потери холостого хода и, как следствие, на стоимость этих потерь. Причем эти указанные два фактора выступают как конкурирующие. Действительно, например, при увеличении площади сечения проводников капитальные затраты на них будут возрастать, а стоимость потерь электроэнергии в них — уменьшаться. Таким образом, проблема выбора площади сечения проводников по существу связана с определением оптимального соотношения между капитальными затратами на сооружение линии и затратами, связанными с потерями энергии в ней.

Рис. 12.7. Кривые, соответствующие границам равной экономичности двух

смежных номинальных напряжений: 1 — 1150 и 500 кВ; 2 — 500 и 220 кВ;

3 — 220 и 110 кВ; 4 — 110 и 35 кВ; 5 — 750 и 330 кВ

Один из подходов при решении данной задачи основывается на введении понятия экономической плотности тока. Для ее обоснования использовался статический критерий годовых приведенных затрат (12.25), который с учетом (12.13) может быть записан в виде:

(12.40)

Напомним, что в эту формулу входят: К — капитальные затраты в линию; Иа — отчисления на амортизацию; Иэ — эксплуатационные расходы на текущий ремонт и обслуживание; ИΔw — стоимость потерянной энергии; Е — нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат; ра — доля амортизационных отчислений;ΔWН — нагрузочные потерн электроэнергии; βН — стоимость 1 кВт-ч потерь энергии; IНБ-ток в нормальном режиме наибольших нагрузок; r0 — удельное активное сопротивление; L — длина линии; τ — время наибольших потерь.

Обратим внимание на то, что в формуле (12.40) нагрузочные потери электроэнергии выражены по методу времени наибольших потерь, потери холостого хода не учитываются, а ежегодные издержки на текущий ремонт и обслуживание представлены не зависящими от площади сечения проводников Иэ = const. Представим также капитальные затраты К в линию линейной зависимостью (12.2). Тогда получим:

Выразив удельное сопротивление го через площадь сечения, запишем

(12.41)

где

(12.42)

Рис, 12.8. Зависимости составляющих приведенных затрат от площади сечения проводников линии

Из формулы (12.41) следует, что в выражении приведенных затрат имеются три составляющие: 30 не зависит от сечения проводов; 31F, характеризующая отчисления от капитальных затрат, прямо пропорциональна площади сечения и 32/F, соответствующая стоимости потерь энергии, обратно пропорциональна площади сечения (рис.12.8).

Для нахождения   экономической площади сечения проводников, используя формулу (12.41), возьмем производную  и приравняем ее нулю:

Отсюда экономическое сечение

С учетом (12.42) получим:

(12.43)

где экономическая плотность тока

(12.44)

На основании такого подхода к определению экономической площади сечения еще в 1957 году рекомендованы нормативные плотности тока. В связи с тем, что экономическая плотность тока зависит от времени наибольших потерь τ (формула (12.44)), которое, в свою очередь, связано со временем использования наибольших нагрузок ТНБ (см. главу 9), нормативная плотность тока дифференцирована в зависимости от значений ТНБ. Рекомендуемая ПУЭ [12] нормативная плотность тока для неизолированных алюминиевых и сталеалюминевых проводов равна: при ТНБ до 3000 ч JЭ = 1,3 А/мм2, при Тн6 от 3000 до 5000 ч JЭ = 1,1 А/мм2, при Ти6 более 5000 ч J, = 1,0 А/мм2.

При заданной нормативной плотности тока площадь сечения проводников линии подсчитывается предельно просто:

(12.45)

где IНБ — расчетный ток в нормальном режиме наибольших нагрузок, проходящий по линии. Найденное значение FЭ округляется до ближайшего стандартного.

В ПУЭ имеется указание о том, что выбор площади сечений проводов по нормативной плотности тока можно осуществлять для линий напряжением не более 220 кВ. Для линий 330 кВ и выше, а также линий межсистемных связей выбор сечений должен производиться на основе технико-экономических расчетов.

Если нагрузка линии после ввода ее в эксплуатацию изменяется по годам, то в формулу (12.45) вместо IНБ подставляют расчетный ток [6]:

(12.46)

где I - ток в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации; α1 — коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии; αТ - коэффициент, учитывающий время использования наибольшей нагрузки ТНБ и коэффициент ее попадания в максимум нагрузки kМ.

Для линий напряжением 110—220 кВ рекомендуется принимать α1 = 1,05, что соответствует средним темпам роста нагрузок, а коэффициент αТ при различных сочетаниях ТНБ и kМ находится в пределах от 0,8 до 2,2 [8].

Основным достоинством выбора площади сечения проводников линий по нормативной экономической плотности тока является его простота, что было существенным при массовом строительстве сетей, т. к. ускоряло принятие решений. Однако, такой подход имеет много недостатков. Действительно, расчетная площадь сечения проводников, определяемая по формуле (12.45), обычно не совпадает со стандартной, поэтому приходится производить округление. При определении экономической плотности тока по формуле (12.44) полагалось, что соблюдается линейная зависимость (12.2) между капитальными затратами и площадью сечения проводников. Анализ укрупненных показателей стоимости линий на унифицированных опорах [6] свидетельствует о том, что во многих случаях такая зависимость отсутствует. Не учитывалось различие стоимости 1 км линии в зависимости от материала и типа опор, расчетных климатических условий и района сооружения сети. Затраты на покрытие потерь электроэнергии принимались одинаковыми для различных регионов, не учитывалась стоимость потерь энергии холостого хода. Кроме того, с течением времени существенно изменились различные технико-экономические показатели. В рекомендациях ПУЭ отсутствуют данные по новым типам кабелей.

Некоторые из перечисленных недостатков устраняются при подходе к выбору площади сечения проводников на основе предварительного определения экономических интервалов нагрузки.

Для их обоснования запишем выражение приведенных затрат в линию, подобное (12.40), но с учетом потерь электроэнергии холостого хода (на корону):

(12.47)

где ΔWН, ΔWX — нагрузочные потери электроэнергии и потери энергии холостого хода;  βН, βХ — расчетная стоимость 1 кВт-ч нагрузочных потерь и потерь холостого хода;       ΔРХ – потери мощности холостого хода на 1 км линии; IНБ — ток, вычисляемый по формуле (12.46).

(12.48)

Выражение (12.47) можно представить в виде где                                                              

(12.49)

(12.50)

Если задаться номинальным напряжением, числом цепей, типом и материалом опор воздушных линий для заданного региона, расчетными климатическими условиями, то можно по укрупненным показателям [6] либо иным путем найти капитальные затраты К и потери на корону ΔРХ, входящие в формулу (12.47). Тогда по формуле (12.48) для каждой стандартной площади сечения проводника можно построить зависимости приведенных затрат от тока в нормальном режиме работы сети 3 = f(IНБ) (рис. 12.9). Поскольку все составляющие, входящие в формулу (12.47), пропорциональны длине линии L, то обычно их строят для длины линии L = 1 км. Здесь затраты 31 соответствуют какой-то стандартной площади сечения F1, затраты 32 — следующей площади сечения F2 из ряда стандартных площадей сечений и т. д.

Совокупность зависимостей, приведенных на рис. 12.9, позволяет получить экономические интервалы нагрузки, которым будут соответствовать минимальные приведенные затраты и, следовательно, наивыгоднейшие площади сечения проводников. Так, при расчетной наибольшей нагрузке линии IНБ < I1 наивыгоднейшей будет площадь сечения F1, которой соответствуют приведенные затраты З1 при I1 < IНБ < I2 — площадь сечения F2, а при IНБ > I2 — площадь сечения F3, для которого приведенные затраты равны 33.

Граничное значение тока, при котором целесообразно переходить от одной площади сечения к другой, можно найти, если записать выражение (12.48) для двух смежных площадей сечений F1 и F2:

Тогда, приравнивая З1и 32, получим:

Отсюда

                                                                                       

                                                                                  (12.51)

Следует заметить, что в ряде случаев, как показано в [8], экономические интервалы нагрузки для некоторых площадей сечений проводников воздушных линий могут отсутствовать, что свидетельствует о нецелесообразности их применения (кривая 34 на рис. 12.9, соответствующая площади сечения F4). Такая ситуация может быть следствием, например, того, что стоимость линии на унифицированных опорах с меньшей площадью сечения оказывается выше, чем линии с большей площадью сечения проводников. В кабельных линиях такого положения обычно не возникает. В них стоимость линии повышается при переходе с меньшей стандартной площади сечения жилы на соседнюю большую. Поэтому экономические интервалы нагрузки могут быть найдены для всех площадей сечений жил, имеющихся в шкале стандартных сечений.

Рис. 12.9. Экономические интервалы нагрузки

Более подробно теоретический анализ применения нормативной экономической плотности тока и экономических интервалов нагрузки дан в [8].

По сравнению с нормативной экономической плотностью тока экономические интервалы нагрузки позволяют учитывать дискретность шкалы стандартных площадей сечений проводников, конкретные условия сооружения линии (климатический и географический районы, тип и материал опор, число цепей), при необходимости — потери электроэнергии на корону и др. При их построении условие линейности зависимости капитальных затрат от площади сечения не обязательно. Следует, однако, отметить, что для эффективного использования экономических интервалов нагрузки они должны быть построены для достаточно большого сочетания различных выше приведенных условий, что связано со значительными затратами времени. Кроме того, в условиях изменяющихся цен на материалы, оборудование и электроэнергию эти интервалы должны периодически пересматриваться.

При этом следует отметить, что для воздушных линий выбор площади сечения проводов по экономическим соображениям практическое значение имеет в основном при напряжениях 35 кВ и выше. Что же касается распределительных сетей до 20 кВ включительно, то из-за отсутствия в них трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой или иных регулирующих устройств определяющим фактором является преимущественно допустимая потеря напряжения.

На воздушных линиях 35 кВ и выше в практике проектирования и сооружения используется вполне определенный диапазон площадей проводов для различных номинальных напряжений, приведенной в табл. 12.7 (полная номенклатура площадей сечений). Предлагается реализовать сокращенную номенклатуру (табл. 12.7) с одновременной разработкой соответствующих унифицированных опор. Считается, что унификация номенклатуры площадей сечений проводов позволит полностью типизировать проектирование и сооружение ВЛ на базе ограниченного количества марок проводов, конструкций опор и фундаментов, изоляторов и арматуры, создавать маневренность в запасах проводов, сократить количество инструментов и приспособлений при сооружении ВЛ, упростить эксплуатацию и др.

В условиях сокращенной номенклатуры для каждого номинального напряжения имеется всего 2—3 стандартных сечения проводов, поэтому задача выбора сечений упрощается и сводится по существу к нахождению граничных токов по формуле (12.51).

Рассмотренные подходы к определению площади сечения проводников имеют следующие недостатки. Оба они основаны на вычислении потерь электроэнергии по методу времени наибольших потерь с использованием нагрузки в режиме наибольших нагрузок 1„6 и времени наибольших потерь т. Вместе с тем, в ряде случаев, например, в замкнутых сетях, этот метод, как отмечалось в главе 9, дает существенные погрешности. Не учитывается разновременность капитальных затрат при различной продолжительности сооружения линий, а изменение нагрузки по годам оценивается по формуле (12.46) весьма приближенно. Оба подхода опираются на использование такого показателя, как стоимость 1 км линии, который зависит от многих факторов (тип и материал опор, расчетные климатические условия, регион сооружения линии и др.), сочетание которых может быть весьма большим. Кроме того, этот показатель, как и стоимость 1 кВт-ч потерянной электроэнергии, подвержен изменениям во времени.

В значительной степени указанные недостатки могут быть устранены при непосредственном использовании затратных критериев (12.21) — (12.24), а в упрощенных случаях — статического критерия (12.25) применительно к каждой возможной площади сечения проводников для заданного напряжения линии. Тогда экономической площади сечения проводника будут соответствовать минимальные приведенные затраты

где 3i — приведенные затраты для стандартной площади сечения проводников Fi. При нахождении приведенных затрат 3i капитальные затраты принимаются по фактическим с учетом конкретных условий сооружения линии применительно к каждой стандартной площади сечения проводников, а в случае их отсутствия — по укрупненным показателям. При ограниченном диапазоне площадей сечений проводников для каждого номинального напряжения такой подход снимает все вычислительные затруднения.

Таблица 12.7

Рекомендуемые площади сечения проводов воздушных линий электропередач


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

42519. Изучение переходных процессов при замыкании и размыкании цепи с индуктивностью 136 KB
  Цель работы: изучить явление электромагнитной индукции и самоиндукции; приобрести навыки наблюдения на экране осциллографа зависимости токов замыкания и размыкания от времени при различных индуктивностях; определить индуктивность катушки графическим методом. Оборудование: осциллограф ИО-4, реле РСМ, катушка индуктивности с сердечником; два резистора, трансформатор 220/8 В, источник постоянного тока.
42520. Определение коэффициента взаимоиндукции двух катушек 67.5 KB
  Оборудование: мост переменного тока магазин индуктивности источник переменного тока. Краткие теоретические сведения Если в проводнике изменяется сила тока то в нём возникает ЭДС самоиндукции 22. Если подключить такую катушку в цепь переменного тока то вследствие периодического изменения силы тока возникает ЭДС самоиндукции препятствующая приложенному напряжению.
42521. Снятие кривой намагничения и петли гистерезиса с помощью осциллографа 142.5 KB
  Краткие теоретические сведения Ферромагнетикам свойственно явление гистерезиса. Замкнутая кривая bcdef называется петлёй гистерезиса рис. Можно получить семейство петель гистерезиса по способу описанному ранее не доводя намагничение образца до насыщения.
42522. Определение ёмкости конденсаторов 104 KB
  Оборудование: регулятор напряжения ЛАТР миллиамперметр переменного тока на 250 мА вольтметр на 150 В конденсаторы. Если конденсатор включить в цепь постоянного тока то спустя некоторое время он зарядится т. Если конденсатор включить в цепь переменного тока то он будет перезаряжаться с частотой переменного ток и в подводящих проводах всё время будут перемещаться электрические заряды т.
42523. Изучение процессов зарядки и разрядки конденсаторов 240.5 KB
  Цель работы: изучить процессы, происходящие в цепи при зарядке (разрядке) конденсаторов, освоить метод расчёта ёмкости конденсаторов по данным о временной зависимости тока зарядки (разрядки). Оборудование: конденсатор, набор резисторов, микроамперметр на 100 мкА, источник питания постоянного тока, выключатель, секундомер, соединительные провода.
42524. Определение горизонтальной составляющей индукции земного магнетизма с помощью тангенс-гальванометра 102 KB
  Южный полюс магнитного поля Земли находится вблизи северных берегов Америки около 750 северной широты и 1010 западной долготы а северный полюс − в Антарктиде около 670 южной широты и 1400 восточной долготы. Существование магнитного поля Земли непосредственно подтверждается отклонением лёгкой магнитной стрелки при её свободном подвесе. При этом последняя устанавливается в направлении касательной к линии индукции магнитного поля Земли.
42525. Изучение однофазного трансформатора 118 KB
  Принцип действия трансформатора основан на использовании явления электромагнитной индукции. Знак − указывает на то что ЭДС в первичной и вторичной обмотках трансформатора противоположены по фазе. Создаваемый этим током магнитный поток Ф0 концентрируется в магнитопроводе и пронизывает все обмотки трансформатора индуцируя в первичной обмотке ЭДС самоиндукции 27.
42526. Определение длины электромагнитной волны в двухпроводной линии 96 KB
  Исследование электромагнитных волн в пространстве связано с некоторыми экспериментальными трудностями поэтому Лехером была предложена система состоящая из двухпроводной линии источника и приёмника электромагнитных волн. В двухпроводной линии реализуются два различных процесса передачи электромагнитного поля: с помощью токов проводимости и с помощью токов смещения. В этом случае электрические явления существенно зависят от сопротивления линии и следовательно от материала проводников.
42527. Определение ЭДС источника тока с помощью двух вольтметров 76.5 KB
  Оборудование: источник ЭДС постоянного тока два вольтметра. Физическая величина равная работе Астор сторонних сил по перемещению единичного положительного заряда вдоль всей замкнутой электрической цепи называется электродвижущей силой ЭДС 29.6 рассчитать ЭДС источника.