Потери мощности и электроэнергии в линиях

Потери активной мощности в трехфазной электрической линии.

ΔР = 3I²R = S²R/U² = (Р²+Q²)R/U² (1.10)

Потери реактивной мощности

ΔQ = 3I²Х =S*X/U²= (Р²+Q²)X/U² (1.11)

Если нагрузка линии постоянна, то потери активной и реактивной электроэнергии за время t определяется:

ΔWа =3I² Rt, (1.12)

ΔWр = 3 I² Х t (1.13)

При расчете потерь за год удобно пользоваться годовыми графиками нагрузки, из которых видна длительность работы линии при каждом значении нагрузки. Такие графики можно построить по суточным графикам нагрузки, суммируя время работы с наибольшим значением нагрузки Р_м в течение года (8760 час), затем со следующим ближайшим значением нагрузки Р₁ < Р_м и т.д.

Потери электроэнергии в линии за год:

∆W_г = ∑S²_iRT_i/U² =R/U²∑(Р²_i+Q²_i)Т_i (1.14)

где n – число ступеней в годовом графике нагрузки;

Т_i – продолжительность работы с i –м значением нагрузки.

Расход электроэнергии также определяется:

ΔW_г=Р_мТ_м, (1.15)

где Р_м - максимальная передаваемая по линии мощность;

Т_м – продолжительность максимальной нагрузки, т.е число часов в год, за которое питаемый по данной линии потребитель, работая с максимальной нагрузкой Р_м, получил бы столько же электроэнергии как и при работе в течение года по действительному графику.

Можно определить время потерь τ и потери электроэнергии в линии:

ΔW_а=3 I²_м Rτ=ΔР_м τ, (1.16)

ΔW_р =3I²_мХτ=∆Q_м τ, (1.17)

где τ - величина, называемая временем потерь, представляет такое число часов, за которое передача тока I_м =I_р создает те же потери, что и передача действительного тока за год.

Время потерь можно определить не только по графику τ=ƒ (T_м,cosφ), но и по формуле:

τ= 8760 (0,124+Т_м/10⁴) (1.18)

Потери мощности в трансформаторах складываются из потерь в стали и в обмотках.

Суммарные потери активной мощности в трансформаторе

∑ΔР_т = ΔР_хх + β² ΔР_кз (1.19)

Суммарные потери реактивной мощности в трансформаторе

∑ΔQ_т= (I_о /100+ β Ư_к /100)S_нт (1.20)

где β – коэффициент загрузки трансформатора S_р /S_нт;

I_о – ток холостого хода трансформатора, %,

Ư_к – напряжение короткого замыкания, %.

Потери активной электроэнергии в «n» трансформаторах за год (8760 ч)

ΔW_ат = 8760*∆Р_хх+ 1/n *∆Р_кз* τ (1.21)

Выбор по нагреву длительным токов сводится к сравнению расчетного тока I_р с допустимым табличным значением I_доп с учетом марки провода или кабеля и температурных условий его прокладки

I_р ≤I_доп К_τ, (1.22)

где К_τ – поправочный температурный коэффициент, вводимый в формулу, если температура воздуха отличается от +25^оС, а земли – от 15^оС. При нормальных условиях К_τ=1.

Площадь сечения выбирают также по экономической плотности тока

F_эк = I _р/j_эк, (1.23)

где I_р – расчетный ток линии, j_эк – экономическая плотность тока, А/мм²

Проверке по экономической плотности тока подлежат не все сети напряжением до 1 кВ, а лишь те, в которых продолжительность максимальной нагрузки Т_м превышает 4000 часов в год.

Основными аппаратами защиты сетей 380÷660 В являются предохранители с плавкими вставками и автоматические воздушные выключатели

Плавкие предохранители выбирают по номинальному току плавкой вставки I_в. При этом должны быть выполнены следующие условия:

I_в≥I_р; I_в≥I_пус/К_п (1.24)

где I_в– ток плавкой вставки; I_р – максимальный расчетный ток защищаемой цепи;

I_пус - пусковой ток самого мощного из двигателя; К_п – кратность пускового тока 1,6 ÷2,5;

Выбранный номинальный ток плавкой вставки должен быть проверен по условию:

I_в< 3I_доп, (1.25)

где I_доп– длительно допустимый ток защищаемой линии.

Чтобы выполнить последние условия, иногда приходится увеличивать площадь сечения проводов линии.

Автоматы применяют для защиты элементов сети от токов короткого замыкания, токов перегрузки и в качестве оперативных коммутационных аппаратов. При выборе автоматов должны соблюдаться следующие условия:

I_на >I_р; I_у >I_р, (1.26)

I_ум ≥ 1,25I_пик, (1.27)

I_тр = 1,6I_кр, (1.28)

где I_на – номинальный ток автомата; I_р – расчетный ток защищаемой линии; I_у – ток уставки расцепителя; I_ум – ток уставки мгновенного срабатывания (отсечки) расцепителя;

I_пк - пиковый ток линии; I_тр – ток уставки теплового расцепителя; I_кр – ток уставки комбинированного расцепителя.

При выборе предохранителей и автоматов важно обеспечить селективность (т.е. избирательность), которая заключается в последовательном отключении участков сети с определенными временными интервалами в направлении от места повреждения к источнику питания. Избирательность срабатывания автоматов достигается изменением времени их срабатывания. Избирательность в работе предохранителей с I_в < 200А будет обеспечена, если номинальный ток каждой последующей (по направлению тока) вставки будет отличаться от номинального тока предыдущей вставки не менее чем на две ступени.

2. Внутризаводское электроснабжение промышленных предприятий.

Основными источниками электроснабжения промышленных предприятий являются энергосистемы. Для повышения эффективности системы электроснабжения необходимо стремиться к сокращению числа ступеней трансформации, повышению напряжения питающей сети.

Выбор напряжения питающей сети проводят на основании технико-экономического сравнения вариантов в следующих случаях:

- при наличии возможности получения электроэнергии от источника питания на двух и более напряжениях;

- если предприятие с большой потребляемой мощностью нуждается в сооружении или значительном расширении районных подстанций, электростанций либо сооружении собственной электростанции;

- при наличии связи электростанций предприятий с районными сетями.

На первых ступенях распределения электроэнергии для питания больших предприятий применяют напряжение 110, 220 и 330 кВ.

Напряжение 35 кВ используют для частичного внутризаводского распределения электроэнергии:

- при наличии крупных электроприемников на напряжение 35 кВ;

- наличии удаленных нагрузок и других условий, требующих для питания потребителей повышенного напряжения;

- применение схемы глубокого ввода для питания группы подстанций на напряжение 35/0,4 кВ.

Напряжение 10 кВ применяют для внутризаводского распределения электроэнергии:

- на крупных предприятиях с наличием двигателей, допускающих непосредственное присоединение к сети напряжением 10 кВ;

- на предприятиях небольшой и средней мощности;

- при наличии заводской электростанции с напряжением генераторов 10 кВ.

Напряжение 6 кВ применяют:

- при наличии на предприятии значительного числа электроприемников на это напряжение;

- при наличии заводской электростанции на напряжение 6 кВ;

- если выбор напряжения 6 кВ определяется условиями поставки электрооборудования, технико-экономическими расчетами или другими особыми соображениями.

В зависимости от потребляемой предприятием мощности и категории надежности потребителей, расстояние до энергосистемы и от наличия собственной ТЭЦ электроснабжение может осуществляться:

- одноцепная линия 6(10) кВ или блок линия-трансформатор 35÷220 кВ для нагрузок третьей категории по надежности электроснабжения;

- одноцепная линия 35÷220кВ большой длины в сочетании с местной ТЭЦ для питания нагрузок любой категории;

- двухцепная линия от энергосистемы на общих опорах для питания нагрузок первой категории;

- двухцепная линия от энергосистемы на общих опорах для питания нагрузок первой категории;

- две одноцепные линии при наличии особой группы потребителей.

При построении схемы электроснабжения следует иметь в виду:

- вопросы электроснабжения должны решаться комплексно со строительными и технологическими вопросами;

- источники питания высокого напряжения должны быть максимально приближены к центрам электропотребления;

- необходимо шире внедрять подстанции глубокого ввода (ПГВ);

- шины вторичного напряжения всех понизительных ТП, РУ и РП должны работать раздельно;

- все элементы СЭС должны быть в работе, а не в «холодном резерве», т.к. это способствует снижению потерь.

Для выполнения перечисленных требований необходимо построить картограмму нагрузок и определить центр электрических нагрузок (ЦЭН).

Картограмма нагрузок – это изображение распределения нагрузок по территории предприятия кругами, площади которых в выбранном масштабе «m» равны расчетным нагрузкам цехов.

Расчетная нагрузка i-го цеха: Р_i=πr²m, (2.1)

отсюда радиус i-го цеха

r_i =√ Р_i/πm. (2.2)

Определение ЦЭН сводится к расчету координат «центра тяжести» массо-нагрузок по формулам:

Х= ∑х_is_i/∑s_i. (2.3)

Y= ∑y_isⁱ/∑s_i. (2.4)

где Х_i, Y_i – координаты i-й нагрузки в осях х и у.

ГПП, ПГВ или ЦРП на территории предприятия рационально располагать на прямой соединяющей ЦЭН с источником питания – энергосистемой.

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов имеет существенное значение для рационального построения систем электроснабжения. Число трансформаторов, как и число питающих линий, определяют в зависимости от категорий потребителей.

При выборе мощности трансформаторов необходимо исходить из экономической нагрузки, допустимой перегрузки, числа часов использования максимума нагрузки, расчетной нагрузки. Обычно принимают коэффициент загрузки трансформаторов 0,6÷0,7.

При выходе одного трансформатора или линии из строя второй трансформатор не должен быть перегружен более чем на 40% в течение 5 суток при работе в таком режиме по 6 часов каждые сутки. При этом коэффициент заполнения графика должен быть не выше 0,75.

При наличии графика нагрузки мощность трансформатора выбирают по его перегрузочной способности. Для этого по графику нагрузки определяют продолжительность «t» максимума нагрузки и коэффициент заполнения графика.

К_зг=I_ср / I_м, (2.5)

К_зг=S_ср / S_м, (2.6)

где I_ср, I_м – соответственно средний и максимальный токи трансформатора;

S_ср, S_м – средняя и максимальная мощности трансформатора.

По значениям «t» и «К_зг», пользуясь кривыми кратностей допустимых перегрузок силовых трансформаторов с масляным охлаждением определяют коэффициент допустимой перегрузки «К_дп».

Номинальная мощность трансформатора

S_н=S_м / К_дп, (2.7)

По найденному значению S_н принимают ближайшую стандартную мощность трансформатора S_нт.

Варианты схем электроснабжения, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть приведены к сопоставимому виду.

Критерием экономичности служат приведенные затраты:

З=Е_нК+С, (2.8)

где Е_н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, равный 0,12;

К- единовременные капитальные вложения; С-ежегодные текущие затраты при эксплуатации.

Ежегодные текущие затраты складываются из стоимости потерь С_п и стоимости амортизационных отчислений С_а

С=С_п+ С_а, (2.9)

Стоимость потерь электроэнергии С_п при оплате по двухставочному тарифу можно определить по формуле:

С_п = С_оп ΔР_м + С_дп∆Э_г (2.10)

где С_оп– основная плата за 1 кВт максимальной мощности, руб; ΔР_м – максимальные потери активной мощности, кВт; С_дп – дополнительная плата за 1 кВт.ч израсходованной электроэнергии по счетчику, руб; ΔЭ_г- расчетные годовые потери электроэнергии, кВт.ч.

Амортизационные отчисления определяются:

С_а=Р_оК_о/100+Р_тК_т/100+Р_лК_л/100 (2.11)

где Р_о,Р_т,Р_л – амортизационные отчисления, % соответственно на оборудование, трансформаторы, линии;

К_о,К_т,К_л– стоимости соответственно оборудования, трансформаторов, линии, руб.

Двухставочный тариф состоит из годовой платы за 1 кВт заявленной потребителем максимальной мощности, используемой при максимуме нагрузки энергосистемы и платы за 1 кВт.ч, отпущенной потребителю активной электрической электроэнергии.

По двухставочным тарифам осуществляется расчет с предприятиями с присоединенной мощностью 750 кВ.А и выше.

Дата добавления: 2014-01-14