Файл: Справочник для курсовой.doc

Общее сопротивление повторного заземлителя каждой отходящей от ТП ВЛ R_з.лин  10 Ом. Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединена нейтраль трансформатора, R_{з.нейтр. тр-ра}  4 Ом.

В курсовой работе рекомендуется провести расчет сопротивления заземляющего устройства ТП 10/0,4 кВ. Заземление ТП 10/0,4 кВ может быть обеспечено не одним лишь искусственным, но и естественным заземлителем, например свинцовыми оболочками кабелей или повторными заземлителями на ВЛ 0,38 кВ. Искусственный заземлитель может состоять из вертикальных электродов (стержневых заземлителей) и соединительной полосы.

Сопротивление стержневого заземлителя определяется по формулам

(50)

где l и d – длина и диаметр стержня, м; В – ширина полки уголка, м; l₁ – глубина верхнего конца стержня, м.

Если при определении числа стержней (n) пренебречь их взаимным экранированием, тогда число стержневых заземлителей будет равно

n = R_ст/R_з. (51)

Коэффициент взаимного экранирования (_ср) зависит от числа стержней (п), их длины (l) и расстояния между ними (a) и определяется из графиков (рис. 5, а). Тогда результирующее сопротивление стержневых заземлителей

R_рез.с = R_ст/(n_ср). (52)

Рис. 5. Графики для определения коэффициентов экранирования

стержневых заземлителей (а) и полосы связи (б)

Сопротивление соединительной полосы (R_п) можно определить по формуле

(53)

где l_п – длина всей соединительной полосы, м; b – ширина соединительной полосы (при круглом исполнении b = 2d, d – диаметр, м), t_п – глубина заделки соединительной полосы, м; _пк – коэффициент взаимного экранирования полосы (рис. 5, б).

Общее сопротивление заземлителя ТП 10/0,4 кВ (R_{з.общ.ТП}) определяется по формуле [12]

(54)

Общее сопротивление заземляющих устройств ТП 10/0,4 кВ (R_з.устр) с учетом повторного заземления отходящих от подстанции ВЛ 0,38 кВ определяется по формуле

(55)

где R_з.лин  сопротивление заземления ВЛ 0,38 кВ.

4.15. Технико-экономические показатели

Технико-экономическими показателями спроектированной системы электроснабжения являются стоимость и себестоимость 1 кВт  ч, отпущенного потребителю [2], [10], [16].

Для группы электроприемников, присоединенных к электрической сети 0,38 кВ, приведенные затраты на производство и передачу электрической энергии (З_с.ЭП) состоят из трех составляющих:

З_с.ЭП = З_С + З_сВВ + З_сНН, (56)

где З_С  затраты энергосистемы на электроэнергию, отпускаемую потребителям со своих шин; З_сВВ  затраты на передачу энергии по питающим сетям, напряжением 11010 кВ; З_сНН  затраты на передачу энергии через понизительные ТП напряжением 1035/0,4 кВ и воздушные линии 0,38 кВ.

Затраты на производство электроэнергии в энергосистеме определяются по удельным показателям и равны

З_С = З_с.удW, (57)

где З_с.уд  удельные затраты на производство 1 кВт  ч в энергосистеме; W – объем потребляемой электроэнергии за определенный период времени (обычно год). Для энергосисемы России З_с.уд колеблются в пределах 0,4–1,2 руб./(кВт  ч).

Годовые затраты на передачу энергии по сетям напряжением 110–10 кВ определяют по формуле

(58)

где п – число элементов рассчитываемой схемы системы электроснабжения, например число ВЛ 110 кВ, ВЛ 35 кВ, ВЛ 10 кВ, ТП 35110/10 кВ; т – число учитываемых видов издержек производства; K_i – капитальные вложения в i-й элемент схемы [10], [23–28], [34], тыс. руб.; Е_н – нормативный коэффициент сравнительной эффективности, равный 0,12–0,15; И_ij – издержки j-го вида (И_j) для i-го элемента схемы системы электроснабжения, тыс. руб.

Издержки производства j-го вида (И_j) состоят из издержек на амортизацию (реновацию) (И_ам), на капитальный ремонт (И_к.р), на потери электрической энергии (И_э.э), на обслуживание электрических сетей (И_обс) и прочие издержки (И_пр):

(59)

В этом выражении издержки:

где p_амi – коэффициент отчислений i-го элемента схемы на восстановление (реновацию); р_к.рi – норма отчислений на капитальный ремонт [31]; с – стоимость потерянного 1 кВт  ч, руб./(кВт  ч), приближенно берется равной приведенным затратам на предыдущей (к энергосистеме) ступени напряжения, т. е. с = З_с.уд; W – количество потерянной электроэнергии (в сумме для элементов ВЛ 35-110 кВ, ТП 35-110/10 кВ и ВЛ 10 кВ может быть приближенно принято равным 7 % от общего количества электроэнергии, переданной через ТП 35-110/10 кВ); N_у.е – число условных единиц для обслуживания i-го элемента схемы [31];  – стоимость одной условной единицы, равная 28 руб./(кВт  ч) (в ценах на 01.01.1991 г.).

Потери электрической мощности Р (кВт) и энергии W (кВт  ч) для участков ВЛ 35 кВ определяются по выражениям

, (60)

где S_расч – расчетная максимальная нагрузка участка электрической сети, кВА; l – длина участка, км; r_уд – удельное активное сопротивление, Ом/км; U_ном – номинальное напряжение участка сети, кВ;  – время максимальных потерь, ч (табл. 50).

Таблица 50

Зависимости времени максимальной нагрузки (Т_max)

и времени максимальных потерь () от расчетной нагрузки (S_расч)

Потери электрической мощности (Р_т, кВт) и энергии (W_т, кВт  ч) в трансформаторах 1035/0,4 кВ определяются по выражениям

(61)

где Р_х, Р_к – соответственно потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторах, кВт (табл. 13); S_Тном – номинальная мощность трансформатора, кВА; n – число параллельно работающих трансформаторов.

Для расчета потерь электроэнергии в ВЛ 0,38 кВ рекомендуется использовать коэффициент связи (K_н/м) между потерями напряжения и потерями мощности:

K_н/м = Р/U, (62)

где Р  потери мощности в процентах от активной мощности головного участка ВЛ, а U  потери напряжения в процентах от подстанции 10-35/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя.

Коэффициент связи для каждого участка сети с активным R и индуктивным Х сопротивлениями проводов (жил)

(63)

Последнее выражение часто распространяют и на разветвленную сеть. При этом необходимо несколько скорректировать коэффициент K_н/м (62), т. е. внести поправочный коэффициент (K_раз), изменяющийся в пределах 0,75–0,9.

Для ВЛ 0,38 кВ Центра и Северо-Запада России коэффициент K_н/м в среднем можно принимать изменяющимся от 0,7 до 0,95. Тогда годовые потери электроэнергии (W) в линии 0,38 кВ равны

(64)

где Р_г  активная мощность головного участка линии, кВт.

Стоимость 1 кВт  ч электроэнергии, отпущенной потребителю, равна отношению суммарных годовых затрат на элементы схемы (от источника питания до места присоединения потребителя) к значению полезно отпущенной электроэнергии. Себестоимость 1 кВт  ч электроэнергии равна отношению суммарных годовых издержек всех элементов к значению полезно отпущенной электроэнергии. Таким образом, стоимость 1 кВт  ч электроэнергии (C_cВН), отпущенной с шин 10 кВ ТП 3510/0,4 кВ, равна

(65)

где P_РТП = S_РТПcos  активная мощность трансформаторной подстанции; T_РТП  время использования максимума нагрузок.

Себестоимость 1 кВт  ч электроэнергии на шинах 10 кВ ТП 35–10/0,4 кВ: