Исследование режимов и выбор основных параметров системы электропередачи
Содержание
Введение
. Исходные данные
. Выбор конструкций и типов проводов
. Сопоставление сопротивлений и
проводимостей, вычисленных по формулам и определенных с помощью
нормативно-справочной литературы
. Расчет волновых параметров ЛЭП по
точным и приближенным формулам с учетом и без учета потерь
. Определение обобщенных постоянных
А, В, С, D c учетом и без учета потерь в линии
. Расчет критериальных параметров
ЛЭП и их зависимостей
. Расчет режимов ЛЭП в режиме
максимальных и минимальных нагрузок с учетом и без учета потерь
. Построение зависимости стоимости
передачи электроэнергии от КПД ЛЭП
. Повышение пропускной способности
электропередачи
. Технико-экономические показатели
электропередачи
Заключение
Литература
Введение
Целью данной курсовой работы является анализ
режимов системы передачи и выбор основных ее параметров. Проводятся расчеты
режимных параметров с учетом и без учета потерь, сопоставление удельных
сопротивлений и проводимостей, вычисленных по формулам и определенных по
справочной литературе. Также необходимо провести расчеты волновых параметров
ЛЭП по точным и приближенным формулам с учетом и без учета потерь, обобщенных
постоянных четырехполюсника А, В, С, D
с учетом и без учета потерь в линии. Далее проводятся расчеты критериальных
параметров ЛЭП и их зависимостей с построением соответствующих графических
зависимостей. Необходимо также провести расчет одного из мероприятий по
повышению пропускной способности ЛЭП.
1. Исходные данные
Основная исходная информация содержится в
задании по курсовой работе. Рассчитаем данные необходимые для выполнения
проекта:
o Номинальное напряжение линии
электропередачи (ЛЭП) ;
o Протяженность ЛЭП ;
o Передаваемая мощность в максимальном
режиме принимаем
,
где -
натуральная мощность ЛЭП, МВт.
Для напряжения 750 кВ тогда
o Передаваемая мощность в минимальном
режиме, принимаем
o Число часов использования
максимальной нагрузки , где
o Нагрузка где
Расчетное значение не
удовлетворяет условию , поэтому
принимаем минимальное значение для дальнейших расчетов
o Стоимость передачи 1 кВт×ч
электроэнергии по ЛЭП
b=0,03 руб./кВт×ч,
что сильно занижено, поэтому стоимость передачи необходимо увеличить в 1,5
раза.
o Для каждого рассматриваемого сечения
выбираем наибольший допустимый рабочий ток проводника, обусловленный его
нагреванием , для ВЛ с
расщепленными проводами значение увеличивается в соответствии с количеством
проводов в фазе.
o Стоимость проводникового материала,
принимаем согласно [1, табл. 9.8 стр. 329], для
железобетонных опор, II район по гололеду.
. Выбор конструкций и типов проводов
На напряжение 750 кВ наиболее часто применяют
сталеалюминевые провода со следующими сечениями: 5х240/56, 5х300/66, 5х400/51,
4х400/93, 4х500/64. Но в литературе [1,c
329] нет необходимых для расчета данных о сечениях 4х400/93 и 4х500/64. Поэтому
в данном расчете не применяем эти сечения.
Проверим их по длительно допустимому току
нагрева, т.е. расчетный ток должен быть меньше наибольшего допустимого рабочего
тока проводника, обусловленного его нагреванием
(2.1)
где -
расчетная токовая нагрузка линии для проверки проводов по нагреву;
- допустимый рабочий ток проводника,
по [1, таблица 7.12].
Проверим провода по соотношению
(2.1).
(2.2)
Для сечения 5×240/56 что
удовлетворяет условию (2.1). Выбранное сечение, при заданной передаваемой
мощности по линии, можно применять.
Оставшиеся проводники рассчитываем
аналогично, результаты расчетов представим в виде таблицы 2.1.
Таблица 2.1 - Результаты проверки
проводников по длительно допустимому току нагрева
Сечение
проводника, мм2
|
Допустимый
ток для одного провода, А
|
Допустимый
ток для трех фазных проводников, кА
|
Расчетный
ток, кА
|
Вывод
|
5×240/56
|
610
|
3050
|
2377,3
|
Удовлетворяет
|
5×300/66
|
680
|
3400
|
2377,3
|
Удовлетворяет
|
5×400/51
|
825
|
4125
|
2377,3
|
Удовлетворяет
|
Проведем проверку сечений по условию короны:
(2.3)
где -
рабочее напряжение, принимаем равным номинальному, кВ;
-
критическое напряжение возникновения короны, кВ.
Критическое (линейное) напряжение
возникновения короны можно найти по выражению:
(2.4)
где -
коэффициент, по которому учитывается состояние поверхности провода,
-
коэффициент, учитывающий состояние погоды, при сухой и ясной погоде , при
тумане, дожде, инее, мокром снеге и гололеде ; -
коэффициент относительной плотности воздуха, при давлении 760 мм рт. ст. и
температуре воздуха 25°С ;
-
эквивалентный радиус расщепленной конструкцией фазы, см;
-
среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см.
Проверим, удовлетворяют ли выбранные
сечения условию (2.3). Значения , примем из пункта 3 курсовой работы.
Сечение 5×240/56:
Сечение 5×300/66:
Сечение 5×400/51:
Условие (2.3) для рассматриваемых
сечений выполняется.
. Сопоставление сопротивлений и
проводимостей, вычисленных по формулам и определенных с помощью
нормативно-справочной литературы
Удельное активное сопротивление
линии исходя из [3, стр. 56, 2.4 ]
(3.1)
где -
расчетное удельное активное сопротивление материала проводника, принимаем [3,
стр. 56] 31,5 Ом×мм2/км;
F - сечение проводника, мм2;
-
число проводников в фазе.
Индуктивное сопротивление линии с
расщепленными фазами определяется из соотношения
(3.2)
где -
среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, м, определяется по
справочной литературе [3, стр. 684]
-
магнитная проницаемость материала провода, при частоте 50 Гц для провода из
цветных металлов ;
-
эквивалентный радиус расщепленной конструкции фазы, м;
(3.3)
-
расстояние между проводами в фазе, равное 40-60 см;
-
число проводов в фазе;
-
радиус многопроволочного провода, определяется по справочной литературе. При
отсутствии данных фактический радиус можно определить по суммарной
площади сечения токоведущей части F и стальной
части провода FСТ, увеличив
его с учетом скручивания на 15-20%,
(3.4)
Емкостная проводимость протяженной
ЛЭП :
(3.5)
Активная проводимость протяженной
ЛЭП по :
(3.6)
где -
потери на корону, кВт/км, которые зависят от погоды и в зависимости от
характера задач принимаются максимальными или среднегодовыми. Согласно [3, стр.
684], для ВЛ 750 кВ выберем для каждого сечения удельные потери на корону .
С учетом [2, стр. 35], коэффициенты определим
на основе соотношений
(3.7)
(3.8)
(3.9)
Рассчитаем удельные
сопротивления и проводимости для сечения 5×240/56.
Удельное активное сопротивление
линии
Индуктивное сопротивление линии
где rпр и rпрэкв определены
по (3.3) и (3.4) соответственно
Емкостная проводимость линии
Активная проводимость линии
Уточним значения , , с учетом
поправочных коэффициентов (3.7-3.9).
.
Рассчитаем удельные
сопротивления и проводимости для сечения 5×300/66.
Удельное активное сопротивление
линии
Индуктивное сопротивление линии
Емкостная проводимость линии
Активная проводимость линии
Уточним значения , , с учетом
поправочных коэффициентов (3.7-3.9).
Рассчитаем удельные
сопротивления и проводимости для сечения 5×400/51.
Удельное активное сопротивление
линии
Индуктивное сопротивление линии
Емкостная проводимость линии
Активная проводимость линии
Уточним значения , , с учетом
поправочных коэффициентов (3.7-3.9).
Таблица 3.1 - Рассчитанные и
определенные по справочной литературе характеристики ВЛ 750 кВ для
рассматриваемых сечений
Номинальное
сечение провода
|
Удельные
параметры ЛЭП 750 кВ
|
|
Расчетные
данные
|
Справочные
данные
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5×240/56
|
0,0178
|
0,245
|
28,44
|
4,15
|
0,024
|
0,308
|
28,44
|
3,76
|
5×300/66
|
0,0143
|
0,243
|
24,36
|
4,17
|
0,021
|
0,288
|
24,36
|
4,11
|
5×400/51
|
0,0107
|
0,242
|
19,2
|
4,19
|
0,015
|
0,286
|
19,2
|
4,13
|
4. Расчет волновых параметров ЛЭП по
точным и приближенным формулам с учетом и без учета потерь
К волновым параметрам ЛЭП относятся
- волновое сопротивление , постоянная
распространения волны , натуральная
мощность линии и волновая
длина .
Волновое сопротивление определяется
согласно [2, стр. 25, 1.7], постоянная распространения волны по [2, стр. 25,
1.10]
(4.1)
(4.2)
где - коэффициент затухания амплитуды
волны на единицу длины; -
коэффициент изменения фазы волны на единицу длины.
Значения , , , можно
определить по выражениям [2, стр. 25, 1.19-1.22]
(4.3)
(4.4)
(4.5)
(4.6)
Натуральная мощность равна [2, стр.
28, 1.35]
(4.7)
Волновая длина линии по [2, стр. 27]
(4.8)
Сечение 5×240/56.
Проведем расчет волновых параметров
ЛЭП с учетом потерь.
Проведем расчет волновых параметров
ЛЭП без учета потерь.
Определим погрешность расчета на основе
каталожных данных и расчетов.
С учетом потерь
Без учета потерь
Расхождение расчетных и каталожных
параметров можно объяснить тем, что в справочной литературе даны значения,
которые не учитывают длину линии. Погрешность расчета натуральной мощности с
учетом потерь составила 10,1%, без учета потерь - 10,22%.
Выполним аналогичные расчеты для
оставшихся сечений.
Результаты расчетов сведем в таблицу
4.1.
Таблица 4.1 - Волновые параметры ЛЭП
750 кВ
Параметр
ЛЭП
|
Сечение
провода марки АС
|
|
5×300/66
|
5×400/51
|
Результаты
расчета с учетом потерь
|
, Ом241,75-j6,39240,56-j4,77
|
|
|
, 1/км(0,326+j10,088)∙10-4(0,246+j10,084)∙10-4
|
|
|
, МВ·А2325,2+j61,4652337,4+j46,376
|
|
|
0,9370,937
|
|
|
Результаты
расчета без учета потерь
|
, Ом241,63240,49
|
|
|
, 1/кмj 10,084∙10-4j 10,082∙10-4
|
|
|
, МВт2326,82338,3
|
|
|
0,9370,937
|
|
|
5. Определение обобщенных постоянных
А, В, С, D
c
учетом и без учета потерь в линии
Линия является некоторым передаточным звеном в
общей электрической системе и может представляться симметричным четырехполюсником
с обобщенными постоянными согласно [2, стр. 32, 1.43]
А=сhγl; В= zвshγl; D=сhγl; C=shγl. (5.1)
Вычисление гиперболических функций
комплексного аргумента произведем при помощи сочетаний :
сhγl= сhβlcosαl+j shβlsinαl; (5.2)
shγl= shβlcosαl+j chβlsinαl,
где по (4.2) γ=β+jα, γ - постоянная
распространения волны.
Для линии без потерь r0=0 и g0=0. Тогда
получим
сhγl= сhjαl=cosαl; shγl= shjαl=jsinαl. (5.3)
Выражения для определения обобщенных
постоянных примут вид
А= cosαl; В= jzвsinαl; D= cosαl; C=j sinαl. (5.4)
С учетом (5.1), (5.2)
определим обобщенные постоянные для сечения 5×240/56 с учетом
потерь в линии.
сhγl=сh(0,4028∙10-4∙930)cos(10,09∙10-4∙930)+
+jsh(0,4028∙104∙930)sin(10,09∙10-4∙930)=0,592+j0,03;
shγl=sh(0,4028∙10-4∙930)cos(10,09∙10-4∙930)+
+jch(0,4028∙104∙930)sin(10,09∙10-4∙930)=0,022+j0,807;
А=0,592+j0,03; В=(243,007-j8,034)∙(0,022+j0,807)=11,867+195,968;
D=0,592+j0,03; C=∙(0,022+j0,807)=-1,865∙10-5+j3,321∙10-3.
С учетом (5.3), (5.4)
определим обобщенные постоянные для сечения 5×240/56 без учета
потерь в линии.
сhγl= cos(10,09∙10-4∙930)=0,591;
shγl= jsin(10,09∙10-4∙930)=j0,806;
А=0,591; В=242,82∙j0,806=j195,71;
D=0,591; C=∙j0,806=j3,319∙10-3.
Для сечений 5х300/66 и 5х400/51
проводим аналогичные расчеты, и результаты сводим в таблицу:
Таблица 5.1
Параметр
ЛЭП
|
Сечение
проводника марки АС
|
|
5×300/66
|
5×400/51
|
С
учетом потерь
|
А
|
0,591+j0,024
|
0,592+j0,018
|
В
|
9,49+j194,97
|
7,106+j193,888
|
C
|
-1,409∙10-5+j3,338∙10-3
|
-1,02∙10-5+j3,351∙10-3
|
D
|
0,591+j0,024
|
0,592+j0,018
|
Без
учета потерь
|
А
|
0,591
|
0,592
|
В
|
j194,898
|
j193,846
|
C
|
j3,338∙10-3
|
j3,352∙10-3
|
D
|
0,591
|
0,592
|
6. Расчет критериальных параметров ЛЭП
и их зависимостей
Для каждого стандартного сечения линии данного
типа и напряжения построим зависимости приведенных затрат от мощности З=f(Р).
Это выражение представляет собой согласно [3, стр. 557, 12.48] параболу вида
З=А+ВI2нб,
где Iнб=. По [3,
стр. 557, 12.49]
З=(Е+ра)К+Иэ+3∙Iнб2τβн+∆РкL∙8760∙βх, (6.1)
где Е - нормативный коэффициент
эффективности капитальных затрат, равный 0,12;
ра - норма в долях от
капитальных затрат на амортизацию, согласно [3, стр. 535, таблица 12.3]
принимаем 0,024;
Иэ - эксплуатационные
расходы, по [3, стр. 534, 12.9] Иэ= рэК,
рэ - норма в долях от
капитальных затрат на текущий ремонт и обслуживание, согласно [3, стр. 535,
таблица 12.3] принимаем 0,004;
βн, βх - расчетная
стоимость 1 кВт∙ч нагрузочных потерь и потерь холостого хода, значения,
даваемые [1, стр. 317, рис. 8.1], как показал проф. П.Г. Грудинский, занижены и
их следует увеличить в 1,5 раза, поэтому βх=0,0167∙1,5=0,025
руб./кВт∙ч, βн=0,026∙1,5=0,039
руб./кВт∙ч; ∆Рк - потери электроэнергии на корону на 1
км линии.
По [3, стр. 557, 12.50]
В=. (6.2)
Задаваясь различными значениями
мощностей, найдем приведенные затраты для каждой марки провода. Зависимости
приведенных затрат от мощности показаны на рисунке 6.1.
Рисунок 6.1 - Экономические
интервалы мощности
Выбираем марку провода АС-5×400/51, так как для
этого сечения при интересующих нас мощностях получаем наименьшие приведенные
затраты.
Согласно [2, стр. 174, 3.15]
(6.3)
где - ежегодные расходы на амортизацию , расходы на
эксплуатацию и
отчисления по нормативному коэффициенту эффективности капиталовложений , согласно
[1, стр. 255, таблица 8.2], ;
- стоимость сооружения 1 км линии,
для 5×240/56
для 5×300/66 для 5×400/51
- активное сопротивление провода,
Ом/км; - время
наибольших потерь, ч. По [3, стр. 390, 9.31]
(6.4)
Экономический КПД линии определяется
по формуле [2, стр. 174, 3.14]
(6.5)
Экономическая мощность согласно [2,
стр. 187]
(6.6)
Экономическая плотность тока по [2,
стр. 186, 3.24]
(6.7)
Минимальная стоимость передачи
электроэнергии по ЛЭП по [2, стр. 175, 3.17]
(6.8)
Рассчитаем критериальные параметры
для ЛЭП сечением 5×400/51.
Экономическая мощность
Экономическая плотность тока
Минимальная стоимость передачи
электроэнергии по ЛЭП
Рассчитаем критериальные параметры
для оставшихся сечений, результаты расчетов сведем в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 - Критериальные
параметры ЛЭП 750 кВ
Параметр
ЛЭП
|
Сечение
провода марки АС
|
|
5×240/56
|
5×300/66
|
14414,415478,15
|
|
|
0,9390,943
|
|
|
15841836,1
|
|
|
1,1951,109
|
|
|
0,003290,00306
|
|
|
По таблице 6.1 видно, что увеличение
сечения приводит к снижению стоимости передачи электроэнергии по ЛЭП, а также к
увеличению значения экономического КПД .
Построим графики зависимостей
критериальных параметров ЛЭП.
Таблица 6.2 - Данные к построению
зависимости
η
|
0,1
|
0,2
|
0,3
|
0,4
|
0,5
|
0,6
|
0,7
|
0,8
|
0,9
|
0,99
|
0,2290,1020,0590,0380,0260,0170,0110,00670,00360,0072
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 6.2 - График функции
Таблица 6.3 - Данные к построению
зависимости
050010001500200025003000350040004500
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
00,00140,00290,00430,00580,00720,00860,01010,01150,013
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 6.3 - График функции
Таблица 6.4 - Данные к построению
зависимости
0500
|
1000
|
1500
|
2000
|
2500
|
3000
|
3500
|
4000
|
4500
|
5000
|
5500
|
|
|
10,973
|
0,947
|
0,922
|
0,899
|
0,876
|
0,855
|
0,835
|
0,816
|
0,797
|
0,78
|
0,763
|
|
|
6000650070007500
|
|
|
|
|
|
0,747
|
0,731
|
0,717
|
0,702
|
|
|
Рис. 6.4 - График функции
Таблица 6.5 - Данные к построению
зависимости
5000
|
7500
|
1000
|
12500
|
15000
|
17500
|
20000
|
22500
|
25000
|
27500
|
|
0,243
|
0,162
|
0,122
|
0,097
|
0,081
|
0,069
|
0,061
|
0,054
|
0,049
|
0,044
|
|
Рис. 6.5 - График функции
Таблица 6.6 - Данные к построению
зависимости
0
|
2500
|
5000
|
7500
|
1000
|
12500
|
15000
|
17500
|
20000
|
22500
|
25000
|
27500
|
30000
|
|
0
|
0,729
|
0,843
|
0,89
|
0,915
|
0,931
|
0,942
|
0,95
|
0,956
|
0,96
|
0,964
|
0,967
|
0,97
|
|
Рис. 6.6 - График функции
Таблица 6.7 - Данные к построению
зависимости
110220330400500600750
|
|
|
|
|
|
|
|
2597,175194,347791,519444,2611805,3314166,3917708,1
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 6.7 - График функции
Таблица 6.8 - Данные к построению
зависимости
, мм21200
|
1500
|
2000
|
|
0,00329
|
0,00306
|
0,00268
|
|
Рис. 6.8 - График функции
Таблица 6.9 - Данные к построению
зависимости
,
мм2120015002000
|
|
|
|
, км14414,4
|
15478,15
|
17708,1
|
|
Рис. 6.9 - График функции
7. Расчет режимов ЛЭП в режиме
максимальных и минимальных нагрузок с учетом и без учета потерь
линия электропередача
провод нагрузка
Рассчитать режим ЛЭП с учетом потерь
можно с помощью системы уравнений
(7.1)
(7.2)
Без учета потерь рассчитать режим
ЛЭП позволяет система уравнений
(7.3)
(7.4)
Рассчитаем режим
электропередачи, учитывая потери в ЛЭП.
В режиме наибольших нагрузок в конце
линии протекает ток и
напряжение равно номинальному. Примем, что напряжение в конце линии совпадает
по модулю с номинальным, а его фаза равна нулю. По заданию вектор тока отстает
на угол равный от
напряжения в конце линии.
Определим ток и напряжение в начале
линии для сечения 5×400/51.
Режим максимальных нагрузок:
Режим минимальных нагрузок.
Рассчитаем режим
электропередачи, не учитывая потери в ЛЭП.
Режим максимальных нагрузок.
Режим минимальных нагрузок.
. Построение зависимости стоимости
передачи электроэнергии от КПД ЛЭП
Зависимость стоимости передачи электроэнергии от
КПД ЛЭП:
Для построения зависимости составим таблицу 8.1.
Таблица 8.1 - Данные к построению
зависимости стоимости передачи электроэнергии от КПД С=f()
0,10,20,30,40,50,60,70,80,90,9520,99
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
С,0,2290,1020,0590,0380,0260,0170,01110,00670,003
|
0,00268
|
0,0072
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 8.1 - Зависимость стоимости передачи
электроэнергии от КПД для ЛЭП сечением 5×400/51 мм2
Из зависимости видно, что
минимальная стоимость передачи электроэнергии для сечения 5×400/51 достигается
при и равна .
Отклонения от экономического КПД
приводят к увеличению стоимости передачи электроэнергии.
. Повышение пропускной способности
электропередачи
Под пропускной способностью
электропередачи понимается максимальная мощность, которая может быть передана
по ней с учетом всех возможных ограничений. К таким ограничениям относятся
допустимые значения напряжения в узлах электропередачи, коэффициенты запаса по
статической и динамической устойчивости, нагрев проводов свыше допустимого в
данных климатических условиях, пропускная способность оборудования подстанций.
Рассмотрим выбор реактора в качестве средства
повышения пропускной способности ЛЭП.
Реактор представляет собой катушку индуктивности
с малым активным сопротивлением, намотанную на магнитопровод. Они могут только
потреблять из сети реактивную мощность.
Проводимость шунтирующего реактора в
относительных единицах (Рбаз=Рнат) руководствуясь [2,
стр. 117, 2.21] может быть представлена в виде
(9.1)
где р - удельная нагрузка линии при
передаче мощности Рмакс =2625 МВт. Определяется по [2, стр. 31,
1.41]
р=
Тогда
=2100∙0.33=693 Мвар.
Передаваемая мощность в долях от
натуральной мощности по [2, стр. 115, 2.18]
р=.
Тогда
=arcsin(р∙)= arcsin(∙)=0,935 рад.
Тогда
P=2100∙2,318=4867,8
МВт.
Таким образом, установка реактора рассчитанной
мощности позволит увеличить пропускную способность ЛЭП до P=2100∙2,318=4867,8
МВт.
10. Технико-экономические показатели
электропередачи
Приведенные затраты З согласно [2, стр. 476,
8.51]
(10.1)
где - годовые эксплуатационные расходы
(10.2)
состоящие из расходов на амортизацию
, текущий
ремонт и обслуживание и стоимости
потерянной энергии .
Здесь -
потерянная энергия за год в электропередаче; -
стоимость 1 кВт×ч потерянной
электроэнергии.
Количество энергии, пропущенной
через электропередачу
(10.3)
-
наибольшая мощность и число часов использования наибольшей мощности
электропередачи.
Стоимость передачи электроэнергии СП
(10.4)
Себестоимость передачи
электроэнергии
(10.5)
Коэффициент полезного действия при
наибольшей нагрузке
(10.6)
где -
активная мощность конца участка электропередачи и потери активной мощности на
этом участке.
Экономический КПД, соответствующий
минимальной расчетной стоимости передачи электроэнергии по ЛЭП, находится по
выражению
(10.7)
Рассчитаем технико-экономические показатели ЛЭП
сечением 5×400/51.
Капитальные затраты в ЛЭП
Потери мощности и электроэнергии в ЛЭП
- нагрузочные
- холостого хода (потери на корону)
- суммарные потери мощности и
электроэнергии в ЛЭП
Годовые эксплуатационные расходы
Приведенные затраты З
Электроэнергия отпущенная потребителям
Стоимость передачи электроэнергии СП
Себестоимость передачи
электроэнергии
Коэффициент полезного действия при
наибольшей нагрузке
Экономический КПД, соответствующий
минимальной расчетной стоимости передачи электроэнергии по ЛЭП
Заключение
В расчетах, проведенных в данной курсовой
работе, были определены удельные сопротивления и проводимости ЛЭП. Сравнивая
полученные значения и взятые из справочной литературы делаем вывод, что они
отличаются вследствие несовершенства формул для их расчета. На эти параметры
оказывают влияние множество факторов, которые не отражены в формулах.
Критериальные параметры ЛЭП с учетом и без учета
потерь отличаются несущественно, поэтому можно говорить о приемлемой точности
расчета без учета потерь по приближенным формулам.
При увеличении длины ЛЭП стоимость передачи
электроэнергии увеличивается, а при увеличении критериальной длины уменьшается.
При увеличении площади сечения провода стоимость передачи электроэнергии
снижается. Чем больше эквивалентная длина, тем меньше себестоимость передачи и
выше кпд.
Минимум себестоимости наблюдается в области
экономического кпд. При сдвиге кпд в ту или другую сторону себестоимость
возрастает. По построенным зависимостям затрат от мощности можно сделать вывод
что наименьшие затраты соответствуют наибольшему из рассматриваемых сечений.
Литература
1.
С.С. Рокотян и И.М. Шапиро. Справочник по проектированию электроэнергетических
систем. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985.
.
Г.Е. Поспелов, В. Т. Федин. Передача энергии и электропередачи: Учеб. пособие
для студентов энерг. специальностей вузов.- Мн.: Адукацыя i
выхаванне, 2003. - 544 с.: ил.
.
А.А. Герасименко, В.Т. Федин. Передача и распределение электрической энергии.
Учебное пособие. - М.: Ростов-на-Дону Феникс, 2006.
.
Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин. Проектирование электрических систем и сетей. - Мн.
Выш. школа., 1988. - 308 с.: ил.