Студопедия

КАТЕГОРИИ:

АстрономияБиологияГеографияДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника


Раздел VII. Технико-экономические расчеты при проектировании




Целями технико-экономических расчетов при проектировании электроснабжения
являются :

1. Обоснование инвестиций (долгосрочных капиталовложений) в новые или реконструируемые СЭС и последующих эксплуатационных расходов путем сравнения вариантов по принятым критериям эффективности.
2. Доказательство технических функциональных способностей СЭС, соответствующих обоснованным требованиям потребителей электроэнергии (необходимая пропускная способность элементов, обеспечение надежности электроснабжения, качества электроэнергии и т.д.). При этом проводится выбор и обоснование электрооборудования для выполнения необходимых функций и требований, а также оценка состояния СЭС в нормальных и послеаварийных режимах.
3. Оценка качественных показателей и народнохозяйственного значения принятого решения. Выбор технико-экономически обоснованной схемы электроснабжения предприятия базируется на рассмотрении и сравнении нескольких возможных вариантов по техническим, эксплуатационным и экономическим показателям. К техническим показателям СЭС можно отнести число и уровни ступеней напряжения, отклонение и потери напряжения, безотказность работы и устойчивость элементов СЭС в переходных режимах, стабильность работы электроприводов, степень автоматизации и др. К эксплуатационным показателям относятся продолжительность
восстановления электроснабжения после локализации или ликвидации повреждения, длительность текущих и капитальных ремонтов, допустимые перегрузки элементов СЭС, величины потерь мощности и электроэнергии,
удобство эксплуатации, количество и квалификация обслуживающего персонала.
Важнейшими экономическими показателями при сравнении вариантов СЭС являются приведенные годовые затраты и срок окупаемости капиталовложений. Для более детальной экономической оценки вариантов используются дополнительные показатели: капиталовложения в СЭС, стоимость потерь мощности и электроэнергии, ущерб от внезапных перерывов электроснабжения и т.п. При выполнении технико-экономических расчетов возникают объективные трудности, обусловленные тем, что перебор всех возможных вариантов связан со значительными трудозатратами проектировщиков даже при автоматизированной обработке данных. Кроме того, многие сравниваемые показатели трудно поддаются количественной оценке (например, удобство эксплуатации, гибкость, надежность
и др.). В связи с этим правильный подбор для сравнения нескольких вариантов зависит от эрудиции, опыта и квалификации проектировщиков.
Число и мощность трансформаторов предприятия обычно определяются при расчете компенсации реактивной мощности. Поэтому технико-экономическому сравнению подлежат схемы внутризаводского электроснабжения, использующие как однотрансформаторные, так и двухтрансформаторные подстанции. Варианты схем внешнего электроснабжения могут рассматриваться при проектировании крупных предприятий, имеющих несколько ИП.

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
технико-экономическим расчетом в каждом конкретном случае, а по нормируемым обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются значения экономической плотности тока для воздушных и кабельных линий. Экономическая плотность тока устанавливает оптимальное соотношение между отчислениями от капиталовложений
и стоимостью потерь электроэнергии в линии.

Экономически целесообразная площадь сечения проводников F,
выбирается из соотношения

где I — расчетный ток линии в нормальном режиме, A; j — нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2.
Полученная по выражению (3.1) экономическая площадь сечения округляется до ближайшего стандартного значения.

Для конкретных условий проектирования величина экономической плотности тока принимается по табл. 3.1.

 

При использовании табл. 3.1 необходимо учитывать следующее :
1. Экономическая плотность тока увеличивается на 40 % при максимуме нагрузки линии в ночное время, а также для изолированных проводников площадью сечения 16 мм2 и менее. 2. Для линий с одинаковой площадью сечения проводников по всей длине и различными нагрузками на отдельных участках (рис. 3.3) экономическая плотность тока начального (головного) участка увеличивается в К раз:

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:
1) сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при использовании максимума нагрузки до 4000—5000 ч;
2) ответвления к отдельным электроприемникам до 1 кВ, а также осветительные сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий;
3) сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств всех напряжений;
4) сети временных сооружений, а также устройства со сроком службы 3—5 лет;
5) проводники, идущие к резисторам, пусковым реостатам и т.п.
Выбор экономической площади сечения проводников воздушных и кабельных линий, имеющих промежуточные отборы мощности, следует осуществлять для каждого из участков исходя из соответствующих расчетных токов участков.

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.
Пример 3.3. По экономической плотности тока выберите площадь сечения алюминиевых жил кабелей с бумажной изоляцией напряжением 6 кВ, питающих электродвигатели Ml, M2 и МЗ насосов по схеме рис. 3.5. Из трех насосных агрегатов одновременно работают два, а один находится в резерве поочередно. Расчетный ток каждого кабеля 62,5 А. Время использования максимальной нагрузки Тmax = 5200 ч.

Решение. По табл. 3.1 находим для заданных условий экономическую плотность тока д =1,2 А/мм2.
По формуле (3.3) вычисляем коэффициент увеличения экономической плотности тока при n = 3 и m = 2:

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
расчет только нагрузочных потерь. Потери активной мощности в линии электропередачи (АРЛ), идущие на нагревание проводников, рассчитываются по выражению

где I — ток линии; R — активное сопротивление провода или жилы кабеля, определяемое как

где r0 — удельное (погонное) активное сопротивление проводника,
Ом/км; I — длина линии, км.

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.
В этом случае потери активной электроэнергии ∆Wn подсчитываются по выражению

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
также следующими методами:

1) по среднеквадратическому току Iск и времени действительной работы линии Тр;
2) по максимальному току Imax и времени максимальных потерь T.
Среднеквадратический ток линии при известном графике ее нагрузки (см. рис.3.6):

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; βT — 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
формуле

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 βт 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
период.
При расчетах потерь электроэнергии в элементах СЭС годовое
число часов работы промышленных предприятий может быть принято
согласно табл.3.3.
В схеме электроснабжения находят потери электроэнергии для
каждого элемента, а затем их суммируют. Величина суммарных потерь
является важным показателем, оказывающим существенное
влияние на выбор проектных решений.

 


 


Поделиться:

Дата добавления: 2015-04-04; просмотров: 242; Мы поможем в написании вашей работы!; Нарушение авторских прав





lektsii.com - Лекции.Ком - 2014-2024 год. (0.007 сек.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав
Главная страница Случайная страница Контакты