Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Раздел VII. Технико-экономические расчеты при проектировании
Целями технико-экономических расчетов при проектировании электроснабжения 1. Обоснование инвестиций (долгосрочных капиталовложений) в новые или реконструируемые СЭС и последующих эксплуатационных расходов путем сравнения вариантов по принятым критериям эффективности. Сравниваемые варианты должны быть простыми и учитывать современные тенденции и принципы построения СЭС. Варианты схемы сети 6—10 кВ наносятся на генплан предприятия. Предварительно должны быть намечены трассы линий и места расположения РП и цеховых ТП. Кабельные линии необходимо прокладывать по кратчайшим трассам, вдоль стен зданий и инженерных коммуникаций. Расположение РП и ТП должно быть таким, чтобы исключались обратные потоки электроэнергии по одной и той же линии. Следует также выявить наиболее ответственных потребителей и обеспечить им соответствующее резервирование по сети 6—10 или до 1 кВ. По схемам сетей на генплане определяется длина линий и составляются принципиальные схемы электроснабжения, на которых показываются основные элементы СЭС: коммутационные аппараты, линии, трансформаторы и т.д. На рис 3.1 в качестве иллюстрации приведены четыре возможных варианта размещения на плане цеха внутрицеховых трансформаторных подстанций и питающие их линии 10 кВ, а на рис 3.2 показаны принципиальные схемы электроснабжения для данных вариантов. Для сопоставляемых вариантов схемы электроснабжения определяются расчетные токи линий, выбираются сечения жил кабелей по экономической плотности тока и рассчитываются потери мощности и электроэнергии в отдельных элементах и СЭС в целом. При сравнении вариантов могут учитываться только те элементы СЭС, которые входят в изменяющиеся части схемы При выборе наилучшего варианта экономические показатели являются решающими. Технические и эксплуатационные показатели в сопоставляемых вариантах могут быть не равноценными, но находиться в допустимых пределах. ВЫБОР ЭКОНОМИЧЕСКИ ЦЕЛЕСООБРАЗНОЙ ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЯ ПРОВОДНИКОВ Площадь сечения проводников является важным параметром воздушных и кабельных линий. С увеличением площади сечения проводников возрастают затраты на сооружение линий электропередачи, но при этом снижаются потери электроэнергии. Уменьшение площади сечения до технически допустимого предела сокращает капиталовложения, однако вызывает увеличение потерь в линии. В связи с этим правильный выбор площади сечения проводников с учетом конкретных условий является важной и ответственной задачей проектирования СЭС. При проектировании линий электропередачи напряжением до 220 кВ выбор площади сечения проводников проводится не сопоставительным Экономически целесообразная площадь сечения проводников F, где I — расчетный ток линии в нормальном режиме, A; j — нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2. Для конкретных условий проектирования величина экономической плотности тока принимается по табл. 3.1.
При использовании табл. 3.1 необходимо учитывать следующее: где I1, I2,..., In - токовые нагрузки отдельных участков линии; I1, I2,..., In длины участков линии. 3. При выборе площади сечения проводников для питания п однотипных взаиморезервируемых электроприемников (например, насосов водоснабжения, преобразовательных агрегатов и т. п.), из которых т одновременно находятся в работе, экономическая плотность тока может быть увеличена по сравнению с нормами, приведенными в табл. 3.1, в К раз: 4. Целесообразность увеличения количества линий или цепей сверх необходимого по условиям надежности электроснабжения в целях удовлетворения условий экономической плотности тока должна обосновываться технико-экономическими расчетами. При этом во избежание увеличения количества линий или цепей допускается двукратное превышение норм, приведенных в табл. 3.1. Проверке по экономической плотности не подлежат: Площадь сечения жил кабельных линий напряжением выше 1 кВ, выбранная по экономической плотности тока, проверяется по нагреву, потерям напряжения, а также по термической стойкости. Выбор площади сечения проводов линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше, а также мощных жестких и гибких токопроводов, работающих с большой максимальной нагрузкой, проводится на основе технико-экономических расчетов При этом для выбора площади сечений проводов линий электропередачи могут использоваться экономические интервалы токовых нагрузок [11]. Пример 3.1 По экономической плотности тока выберите площадь сечения жил кабеля 10 кВ с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами для питания деревообрабатывающего комбината с максимальной токовой нагрузкой 103, 2 А. Время использования максимальной нагрузки: Тmax = 2500 ч. Решение. По табл. 3.1 при Т = 2500 ч для кабеля с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами принимаем экономическую плотность тока j = 1, 6 А/мм2. По формуле (3.1) вычисляем экономически целесообразную площадь сечения: Принимаем ближайшую стандартную площадь сечения 70 мм2. Выбираем кабель марки ААШвУ-10(3x70). Пример 3.2. На рис 3.4 приведена схема воздушной линии распределительной сети 380/220 В, выполненной алюминиевыми проводами с одинаковой площадью сечения по всей длине. Необходимо выбрать площадь сечения проводов при Тmax= 2800 ч. Решение. Определяем по выражению (3.2) коэффициент увеличения экономической плотности тока для головного участка линии: Экономическая плотность тока для алюминиевых неизолированных проводов при Гтах = 2800 ч, согласно табл. 3.1, принимается равной 1, 3 А/мм2. С учетом распределения нагрузок вдоль линии экономическая плотность тока j0 = 1, 54 • 1, 3 = 2, 0 А/мм2. Площадь сечения проводов линии по выражению (3.1) Принимаем ближайшую стандартную площадь сечения 50 мм2. Решение. По табл. 3.1 находим для заданных условий экономическую плотность тока д =1, 2 А/мм2. С учетом режима работы насосных агрегатов экономическая плотность тока кабельной линии может быть повышена до величины у0 = 1, 22 • 1, 2 = 1, 46 А/мм2. Экономическая площадь сечения жилы каждого кабеля Принимаем ближайшую стандартную площадь сечения 50 мм2. Кабели марки ААШвУ-6(Зх50). МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В процессе передачи, распределения и потребления электрической энергии суммарные потери в генераторах, трансформаторах, линиях электропередачи различных напряжений, электродвигателях, преобразователях и технологических установках достигают 25—30 % всей вырабатываемой на электростанциях электроэнергии [12]. Из них значительная доля, примерно до 10—15 %, приходится на системы электроснабжения. В связи с этим определение потерь мощности и электроэнергии является важным вопросом проектирования СЭС промышленных предприятий, имеющим существенное значение при технико-экономической оценке вариантов схем, выборе рациональных номинальных напряжений, компенсирующих и регулирующих устройств и т.п. Потери активной мощности и электроэнергии в элементах СЭС складываются из потерь холостого хода и нагрузочных потерь. Потери холостого хода не зависят от нагрузки элементов СЭС и возникают из-за перемагничивания сердечников (потери на гистерезис и вихревые токи), ионизации воздуха возле проводов воздушных линий 220 кВ и выше (потери на корону), токов утечки из-за несовершенства изоляции и т.д. Эти потери для различных элементов указываются в виде абсолютных или удельных величин в паспортных данных или в справочниках. Нагрузочные потери являются тепловыми потерями, которые изменяются прямо пропорционально квадрату тока, протекающего через активное сопротивление элемента СЭС. В элементах СЭС, обладающих индуктивными сопротивлениями, имеют место потери реактивной мощности и энергии, которые также необходимо количественно оценивать. При сравнении вариантов схемы электроснабжения, как правило, определяются потери в основных элементах — линиях электропередачи и трансформаторах. Потери электроэнергии в других элементах подсчитываются при составлении электрических балансов. В СЭС промышленных предприятий в основном применяются линии электропередачи напряжением до 110 кВ, для которых выполняется где I — ток линии; R — активное сопротивление провода или жилы кабеля, определяемое как где r0 — удельное (погонное) активное сопротивление проводника, Величины г0, полученные экспериментальным путем, указываются в таблицах физико-технических данных проводов и кабелей [13; 14]. При представлении нагрузки линии мощностями где S, Р и Q — соответственно полная, активная и реактивная мощности нагрузки; Uном — номинальное напряжение линии. Для энергоемких потребителей электроэнергии может быть известен график электрической нагрузки по току (полной мощности) в известен график электрической нагрузки по току (полной мощности) в виде, показанном на рис 3.6. где I — среднее значение тока для i-й ступени графика; ∆ ti — длительность i-го интервала осреднения нагрузки; m — число ступеней графика. Потери электроэнергии при проектировании могут определяться 1) по среднеквадратическому току Iск и времени действительной работы линии Тр; В общем случае среднеквадратический ток линии может быть выражен как где кф — коэффициент формы графика нагрузки, кф = 1, 05 — 1, 1; Iс — средний ток линии за время Тр: Потери активной электроэнергии за время Тр определяются по р формуле При расчете потерь данным методом существуют некоторые трудности при определении величины Iск. Поэтому в практике проектирования более распространен метод расчета потерь электроэнергии по максимальному току линии Imax, в качестве которого принимается расчетный ток Ip, и времени максимальных потерь T. В этом случае потери активной электроэнергии в линии за год Время максимальных потерь — это время, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потери электроэнергии в линии будут такими же, что и при нагрузке, изменяющейся по действительному графику. Если имеется график нагрузки (см. рис. 3.6), то значение времени максимальных потерь за рассматриваемый период Т определяется по формуле [13] Как видно из (3.13), х зависит от графика электрической нагрузки. При отсутствии графика нагрузки, что характерно для условий проектирования, величина т приближенно устанавливается по справочным таблицам или кривым в зависимости от времени использования максимальной нагрузки Тmax, под которым понимается время, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потребитель получил бы такое же количество электроэнергии, что и при работе по действительному графику. Каждый потребитель имеет свой характерный график нагрузки и соответствующее значение Гтах, которое определяется по выражению При проектировании Tmax определяется по справочной литературе в зависимости от числа рабочих смен или типа предприятия. Зависимость времени потерь т от годового числа часов использования максимума нагрузки Гтах для условия cos ф = const приведена на рис. 3.7. Эта же кривая может быть использована, если значения коэффициентов мощности при максимальной нагрузке и средневзвешенного за год различаются менее чем на 0, 04—0, 05, что практически имеет место в большинстве случаев. Численное значение τ можно приближенно найти по табл. 3.2. от времени использования максимума активной нагрузки Для графиков типовой формы и coscp = 0, 8 годовое время максимальных потерь допускается ориентировочно определять по такому эмпирическому выражению Найденные разными способами значения времени потерь могут быть неодинаковыми. Это объясняется тем, что графические зависимости, табличные данные и эмпирическая формула получены на основании различных усредненных графиков нагрузки. В технико-экономических расчетах т, как правило, определяется по таблицам или графикам. Расчет потерь реактивной мощности и электроэнергии в линии электропередачи осуществляется по аналогичным выражениям, в которых вместо R подставляется реактивное сопротивление X, определяемое по формуле где х0 — удельное реактивное сопротивление, Ом/км. При расчете потерь электроэнергии может быть полезным соотношение, связывающее среднеквадратическии и максимальные токи для годового графика нагрузки: Приводится такое эмпирическое выражение: Потери активной мощности в двухобмоточных трансформаторах вычисляются по выражению где ∆ РX и ∆ РK — активные потери холостого хода (XX) и короткого замыкания (КЗ) в трансформаторе; β T — коэффициент загрузки трансформатора. Аналогично выражаются потери реактивной мощности в трансформаторе: где ∆ Qx — реактивные потери холостого хода в трансформаторе; ∆ Qx — потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке. Потери холостого хода, идущие на намагничивание трансформатора, определяются как где Ix — ток холостого хода трансформатора, %; Sпом — номинальная мощность трансформатора. Потери реактивной мощности при номинальной нагрузке трансформатора, вызванные рассеянием магнитного потока, вычисляются по где UK — напряжение короткого замыкания трансформатора, %. С учетом формул (3.21) и (3.22) выражение (3.20) может быть представлено так Величина коэффициента загрузки определяется в зависимости от полной мощности нагрузки трансформатора SНТ: Если в качестве SНТ принять среднеквадратическую полную мощность нагрузки Sск, то потери активной и реактивной электроэнергии в трансформаторе подсчитывается по выпажениям где Tн — полное число часов включения трансформатора; Тр — число часов работы трансформатора с нагрузкой в рассматриваемом периоде. В тех случаях, когда β т определяется по максимальной полной мощности нагрузки Smax, потери активной и реактивной электроэнергии в трансформаторе: Если на общую нагрузку S работают параллельно NT трансформаторов одинаковой единичной мощности Sном, то суммарные активные и реактивные потери составят соответственно: С учетом выражений (3.29) и (3.30) можно найти суммарные потери электроэнергии в Nттрансформаторах. Значения ЛРх, АРк, Ix, Ux принимаются по справочной литературе [10]. Потери активной мощности в конденсаторных установках (КУ), предназначенных для компенсации реактивной мощности потребителей, определяются по формуле где р — удельные потери активной мощности в батареях конденсаторов (для батарей до 1 кВ принимаются равными 0, 004 кВт/квар, выше 1 кВ — 0, 002 кВт/квар); Q — фактическая мощность КУ, квар. Потери активной электроэнергии в КУ могут быть определены из соотношения где Грк — число часов работы (включения) КУ за рассматриваемый
Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-04-11; Просмотров: 1604; Нарушение авторского права страницы