Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!
 МегаЛекции

II Выбор сечения проводов по экономическим критериям




 

где З ― стоимость сооружения воздушной линии без учета стоимости опор, которые не оказывают влияния на выбор оптимального сечения, тыс. руб;

С´ЛЭП ― капитальные затраты на проводниковый материал, тыс. руб;

СЭ ― стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб;

Коэффициенты ЕН и PΣ берутся из части I, пункта 3.

 

где μ ― удельный вес алюминия, ;

L ― длина провода (исходные данные), м;

F ― площадь поперечного сечения провода, м2;

СМ ― удельная стоимость материала провода, .

 

 

где параметры , TГ, С0 определены в части I, пунктах 2 и 3;

γ ― удельная проводимость алюминия, .

Оптимальное сечение проводника с точки зрения экономичности затрат (отвечающее минимуму приведенных затрат на сооружение воздушной линии)

 

Рассчитываем оптимальное сечение проводника для Иркутской области и для Республики Бурятия для линий напряжением 6 и 10 кВ соответственно

В таблице 1 выполнены расчеты для определения затрат на сооружение воздушной линии напряжением 6 кВ в условиях Иркутской области и Республики Бурятия. В таблице 1 при определении капитальных затрат на проводниковый материал С´ЛЭП использовалась формула (2), при определении стоимости потерь электроэнергии СЭ использовалась формула (3), потери электроэнергии за год определялись по формуле (умножение на 1000 возникло для перевода СЭ из тыс. руб в руб), при определении стоимости сооружения воздушной линии З используется формула (1). По результатам таблицы 1 построены графики зависимости стоимости сооружения воздушной линии З от площади поперечного сечения провода F для линии напряжением 6 кВ (рис. 2).

 

 

 

 


Все аналогичные расчеты произведем и для воздушной линии напряжением 10 кВ в условиях Иркутской области и Республики Бурятия и занесем их в таблицу 2. На основе данных таблицы 2 построим графики зависимости стоимости сооружения воздушной линии З от площади поперечного сечения провода F для линии напряжением 10 кВ (рис. 3).

 

 


По результатам таблиц 1 и 2 для Иркутской области построим в одной координатной плоскости графики зависимости капитальных затрат на проводниковый материал С´ЛЭП, стоимости потерь электроэнергии СЭ, стоимости сооружения воздушной линии З от площади поперечного сечения проводника F для линии напряжением 6 кВ в условиях Иркутской области(рис. 4), а в другой координатной плоскости ― то же самое, но для линии напряжением 10 кВ в условиях Иркутской области (рис. 5).

Из анализа рис. 2 и 3 следует, что затраты на сооружение воздушной линии в условиях Иркутской области ниже, чем затраты на сооружение этой же воздушной линии, но в республике Бурятия. Очевидно это связано с большей стоимостью электроэнергии в Республике Бурятия, чем в Иркутской области. Из рис. 2, 3, 4, 5 видно, что затраты на сооружение воздушной линии напряжением 10 кВ ниже, чем те же самые затраты для линии напряжением 6 кВ.

Итак, можно сделать гавный вывод о том, что воздушная линия напряжением 10 кВ по сравнению с линией напряжением 6 кВ обладает меньшими затратами на сооружение и эксплуатацию, требует меньшего расхода цветных металлов и обладает меньшими потерями электроэнергии за год.

Следует отметить, что прокладка одной и той же воздушной линии, одного и того же напряжения в Иркутской области обойдется дешевле, чем в Республике Бурятия.


Таблица 1. Затраты на сооружение воздушной линии напряжением 6 кВ в условиях Иркутской области и Республики Бурятия

Площадь поперечного сечения провода F, мм Среднеквадратичный ток Iср.кв, А Капитальные затраты на проводниковый материал С´ЛЭП, тыс. руб Потери электроэнергии за год для Иркутской области ΔW, кВт∙ч Потери электроэнергии за год для Республики Бурятия ΔW, кВт∙ч Стоимость потерь электроэнергии для Иркутской области СЭ, тыс. руб Стоимость потерь электроэнергии для Республики Бурятия СЭ, тыс. руб Стоимость сооружения воздушной линии для Иркутской области З, тыс. руб Стоимость сооружения воздушной линии для Республики Бурятия З, тыс. руб
  210,74 12,72     421,72 775,05 423,74 777,07
  210,74 19,88 729456,4 729456,4 269,9 496,03 273,06 499,19
  210,74 27,83 521040,3 521040,3 192,78 354,31 197,21 358,73
  210,74 39,75 364728,2 364728,2 134,95 248,02 141,27 254,34
  210,74 55,65 260520,1 260520,1 96,39 177,15 105,24  
  210,74 75,53 191962,2 191962,2 71,03 130,53 83,03 142,54
  210,74 95,4 151970,1 151970,1 56,23 103,34 71,4 118,51
  210,74 119,25 121576,1 121576,1 44,98 82,67 63,94 101,63
  210,74 147,08 98575,2 98575,2 36,47 67,03 59,86 90,42
231,04 210,74 183,68 78931,8 78931,8 29,2 53,67 58,41 82,88
  210,74 190,8     28,11 51,67 58,45 82,01
  210,74 238,5     22,49 41,34 60,41 79,26
313,21 210,74   58224,2 58224,2 21,54 39,59 61,13 79,18

 

Таблица 2. Затраты на сооружение воздушной линии напряжением 10 кВ в условиях Иркутской области и Республики Бурятия

Площадь поперечного сечения провода F, мм Среднеквадратичный ток Iср.кв, А Капитальные затраты на проводниковый материал С´ЛЭП, тыс. руб Потери электроэнергии за год для Иркутской области ΔW, кВт∙ч Потери электроэнергии за год для Республики Бурятия ΔW, кВт∙ч Стоимость потерь электроэнергии для Иркутской области СЭ, тыс. руб Стоимость потерь электроэнергии для Республики Бурятия СЭ, тыс. руб Стоимость сооружения воздушной линии для Иркутской области З, тыс. руб Стоимость сооружения воздушной линии для Республики Бурятия З, тыс. руб
  126,45 12,72 410358,2 410358,2 151,83 279,04 153,86 281,07
  126,45 19,88 262629,2 262629,2 97,17 178,59 100,33 181,75
  126,45 27,83 187592,3 187592,3 69,41 127,56 73,83 131,99
  126,45 39,75 131314,6 131314,6 48,59 89,29 54,91 95,61
  126,45 55,65 93796,2 93796,2 34,7 63,78 43,55 72,63
  126,45 75,53     25,57   37,58 59,01
  126,45 95,4 54714,4 54714,4 20,24 37,21 35,41 52,37
138,63 126,45 110,21 47361,5 47361,5 17,52 32,21 35,05 49,73
  126,45 119,25 43771,5 43771,5 16,2 29,76 35,16 48,73
  126,45 147,08 35490,4 35490,4 13,13 24,13 36,52 47,52
187,94 126,45 149,41 34935,3 34935,3 12,93 23,76 36,68 47,51

 

       
   
 
 
Рис. 4. Графики зависимости капитальных затрат на проводниковый материал С´ЛЭП, стоимости потерь электроэнергии СЭ, стоимости сооружения воздушной линии З от площади поперечного сечения проводника F для линии напряжением 6 кВ в условиях Иркутской области

 


 

 

 


Исходные данные к расчетному заданию №1

Выбор сечений проводов ВЛ 6-10 кВ

№ варианта Длина L, м Расчетная полная нагрузка ,кВА Коэффициент мощности, cosφ
      0,75
      0,8
      0,85
      0,9
      0,83
      0,87
      0,93
      0,91
      0,72
      0,81
      0,79
      0,89
      0,92
      0,75
      0,8
      0,85
      0,9
      0,83
      0.87
      0,93
      0,91
      0,76
      0,81
      0,79
      0,89
      0,92
      0,75
      0,8
      0,85
      0,9
      0,83
      0,87
      0,93

 

 

Расчетное задание №2

«Экономия электроэнергии в силовых трансформаторах»

ЗАДАНИЕ

 

1. Определить наиболее рациональный режим работы одного и двух параллельно работающих трансформаторов.

2. Определить приведенные потери электроэнергии в трансформаторе.

 

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Тип и номинальная мощность трансформатора , кВА ТМЗ-1600
Потери активной мощности в режиме холостого хода , кВт 2,65
Потери активной мощности в режиме короткого замыкания , кВт 16,5
Напряжение короткого замыкания в , %  
Ток холостого хода , %  
Годовое число часов работы трансформатора , часы  

РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ

 

Потери мощности в трансформаторе определяются по следующей формуле

KЗ ― коэффициент загрузки трансформатора ().

Величина потерь характеризуется приведенными потерями в трансформаторе активной мощности ―

 

― приведенные потери активной мощности в режиме холостого хода трансформатора

 

КИП ― коэффициент изменения потерь, который показывает сколько требуется активной мощности для создания реактивной мощности;

― приведенные потери активной мощности в режиме короткого замыкания трансформатора

 

― потери реактивной мощности в режиме холостого хода трансформатора

 

 

― потери реактивной мощности в режиме короткого замыкания трансформатора

 

Для данного трансформатора .

 

 

 

 

 

Строим зависимость (см. табл. 1)

 

Для определения потерь параллельно работающих трансформаторов используем формулу

 

 

n ― количество параллельно работающих трансформаторов одинаковой мощности;

― приведенные потери n параллельно работающих трансформаторов одинаковой мощности.

В нашем случае число параллельно работающих трансформаторов одинаковой мощности , поэтому

Строим зависимость (см. табл. 1)

 

Из построенных графиков видим, что при значении фактической мощности в пределах до 900 кВА целесообразнее включать один трансформатор (до точки А). При значениях фактической мощности свыше 900 кВА у двух параллельно работающих трансформатора одинаковой мощности будут меньшие удельные потери активной мощности, чем у одного.

Приведенные активные потери электроэнергии трансформатора определяются по следующей формуле:

 

где TГ ― число часов в году (TГ ― 365∙24=8760 часов).

Строим зависимость (см. табл. 2)

 

 

Таблица1

№ Фактическая мощность , кВА Коэффициент загрузки Приведенные потери активной мощности одного трансформатора , кВт Приведенные потери активной мощности двух параллельно работающих трансформаторов одинаковой мощности , кВт
      5,05 10,1
    0,2 5,17 10,16
    0,4 5,53 10,34
    0,6 6,14 10,64
    0,8 6,98 11,07
      35,95 25,55
    1,2 9,40 12,27
    1,4 10,96 13,06

 

Таблица 2

№ Фактическая мощность , кВА Коэффициент загрузки Приведенные активные потери электроэнергии трансформатора , кВт∙ч
       
    0,2 44527,69
    0,4 45396,75
    0,6 46845,19
    0,8  
      51480,19
    1,2 54666,75
    1,4 58432,69

, кВА
, кВт∙ч

Расчетное задание №3

«Построение графиков нагрузки и потерь по продолжительности работы»

 

ЗАДАНИЕ

Производится получасовой контроль потребления электроэнергии небольшого цеха. Возможна установка одиночных цеховых трансформаторов разной мощности. При этих условиях необходимо:

1. Определить потери при измеренных мощностях для трансформаторов с различными номинальными мощностями и ;

2. Изобразить суточный график нагрузок с учетом потерь электроэнергии;

3. Изобразить графики нагрузки, суммарных потерь обоих трансформаторов по продолжительности работы. На основании полученных графиков определить нагрузку, при которой потери обоих трансформаторов равны друг другу.

 

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Первый трансформатор Второй трансформатор
Номинальная мощность , кВА Потери активной мощности в режиме холостого хода , кВт Потери активной мощности в режиме короткого замыкания , кВт Номинальная мощность , кВА Потери активной мощности в режиме холостого хода , кВт Потери активной мощности в режиме короткого замыкания , кВт
  0,29 1,65   0,375 2,6

 

 

 

РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ

Сперва необходимо по графику потребления электроэнергии цеха (рис. 1) составить таблицу для удобства вычислений (таблица 1). При этом при пересчете полной мощности в абсолютные единицы (кВА) исходим из следующих соображений: за 100% принимаем максимальную полную мощность (рис. 1), тогда мощность в кВА, приходящуюся на 1%, определим по следующему соотношению

 

С учетом этого полную мощность в кВА найдем путем умножения полной мощности в процентах от максимальной на число (таблица 1).

 

Таблица 1. Потребление электроэнергии цеха

 

Время измерения , час Полная мощность , в процентах (%) от максимальной Полная мощность , кВА
    77,6
0,5   77,6
    70,4
1,5   70,4
    70,4
2,5   70,4
    70,4
3,5   70,4
     
4,5   77,6
    77,6
5,5   77,6
    77,6
6,5   77,6
    77,6
7,5   77,6
     
8,5    
     
9,5   77,6
    77,6
10,5   77,6
    72,8
11,5   72,8
    72,8
12,5   72,8
    72,8
13,5   72,8
    72,8
14,5    
     
15,5    
     
16,5    
    72,8
17,5   72,8
    72,8
18,5   72,8
    72,8
19,5   70,4
    70,4
20,5   70,4
    70,4
21,5   72,8
    72,8
22,5   72,8
    72,8
23,5   72,8

 

1. Определение потерь при измеренных мощностях. Для определения потерь при измеренных мощностях для трансформаторов с номинальными мощностями и используем следующее: потери активной мощности в режиме холостого хода трансформатора являются постоянными потерями, поэтому они для каждого трансформатора зависеть от нагрузки не будут, так как они определяются лишь конструктивными особенностями трансформаторов; потери активной мощности в обмотках трансформатора являются переменными потерями, зависящими от нагрузки, и они определяются по следующей формуле

 

где ― потери активной мощности в режиме короткого замыкания трансформатора, ― коэффициент загрузки трансформатора ;

суммарные потери активной мощности определим суммированием потерь активной мощности в режиме холостого хода трансформатора с потерями активной мощности в обмотках трансформатора

 

 

Исходя из этих соображений, составим таблицу 2.

 

Таблица 2. Определение потерь при измеренных мощностях для трансформаторов с номинальными мощностями и

Время измерения , час Полная мощность , кВА Первый трансформатор Второй трансформатор
Потери активной мощности в режиме холостого хода , Вт Потери активной мощности в обмотках трансформатора , Вт Суммарные потери активной мощности , Вт Потери активной мощности в режиме холостого хода , Вт Потери активной мощности в обмотках трансформатора , Вт Суммарные потери активной мощности , Вт
  77,6   2503,4 2793,4   1565,7 1940,7
0,5 77,6   2503,4 2793,4   1565,7 1940,7
  70,4   2060,4 2350,4   1288,6 1663,6
1,5 70,4   2060,4 2350,4   1288,6 1663,6
  70,4   2060,4 2350,4   1288,6 1663,6
2,5 70,4   2060,4 2350,4   1288,6 1663,6
  70,4   2060,4 2350,4   1288,6 1663,6
3,5 70,4   2060,4 2350,4   1288,6 1663,6
      2401,2 2691,2   1501,8 1876,8
4,5 77,6   2503,4 2793,4   1565,7 1940,7
  77,6   2503,4 2793,4   1565,7 1940,7
5,5 77,6   2503,4 2793,4   1565,7 1940,7
  77,6   2503,4 2793,4   1565,7 1940,7
6,5 77,6   2503,4 2793,4   1565,7 1940,7
  77,6   2503,4 2793,4   1565,7 1940,7
7,5 77,6   2503,4 2793,4   1565,7 1940,7
      2660,6 2950,6      
8,5     2660,6 2950,6      
      2660,6 2950,6      
9,5 77,6   2503,4 2793,4   1565,7 1940,7
  77,6   2503,4 2793,4   1565,7 1940,7
10,5 77,6   2503,4 2793,4   1565,7 1940,7
  72,8   2203,3 2493,3      
11,5 72,8   2203,3 2493,3      
  72,8   2203,3 2493,3      
12,5 72,8   2203,3 2493,3      
  72,8   2203,3 2493,3      
13,5 72,8   2203,3 2493,3      
  72,8   2203,3 2493,3      
14,5     2401,2 2691,2   1501,8 1876,8
      2401,2 2691,2   1501,8 1876,8
15,5     2660,6 2950,6      
      2660,6 2950,6      
16,5     2660,6 2950,6      
  72,8   2203,3 2493,3      
17,5 72,8   2203,3 2493,3      
  72,8   2203,3 2493,3      
18,5 72,8   2203,3 2493,3      
  72,8   2203,3 2493,3      
19,5 70,4   2060,4 2350,4   1288,6 1663,6
  70,4   2060,4 2350,4   1288,6 1663,6
20,5 70,4   2060,4 2350,4   1288,6 1663,6
  70,4   2060,4 2350,4   1288,6 1663,6
21,5 72,8   2203,3 2493,3      
  72,8   2203,3 2493,3      
22,5 72,8   2203,3 2493,3      
  72,8   2203,3 2493,3      
23,5 72,8   2203,3 2493,3      

 

2. Построение суточного графика нагрузок с учетом потерь. График нагрузок с учетом потерь строим по данным таблицы 2. На рис. 2 изображен суточный график нагрузки и графики суммарных потерь активной мощности для двух трансформаторов с номинальными мощностями () и ().

По рис. 2 можно сделать следующий вывод: при заданном графике потребления (рис. 1) суммарные потери второго трансформатора с номинальной мощностью меньше суммарных потерь первого трансформатора с номинальной мощностью , поэтому для электроснабжения цеха, график электропотребления которого задан на рис. 1, экономически целесообразнее использовать трансформатор с номинальной мощностью . Фактически на рис. 2 изображен тот же график , что и на рис.1, но с тем отличием, что на рис. 2 значение полной мощности в абсолютных единицах (кВА), а на рис. 1 ― в процентах % от максимального.

3. Построение графика нагрузки, суммарных потерь обоих трансформаторов по продолжительности работы. Упорядочим соответствующие столбцы таблицы 2 (, и ) по убыванию. По полученным данным строим графики нагрузки , суммарных потерь активной мощности для двух трансформаторов с номинальными мощностями () и () по продолжительности работы (рис. 3).

Из рис. 3 видно, что ни при какой нагрузке суммарные потери активной мощности трансформаторов с номинальными мощностями и не равны друг другу. Рис. 3 позволяет определить продолжительность работы каждого трансформатора при определенной полной мощности и какие при этом будут суммарные потери активной мощности. При использовании трансформатора с номинальной мощностью можно добиться значительного уменьшения суммарных потерь активной мощности, чем при использовании трансформатора с номинальной мощностью : заштрихованная на рис. 3 область отражает излишки потерь при использовании трансформатора с номинальной мощностью вместо трансформатора с номинальной мощностью .

 

 

Контрольные вопросы

1. Основные направления энергосберегающей политики.

2. Потери электроэнергии в СЭС предпритий.

3. Технико-экономические расчеты в СЭС.

4. Электрический баланс. Принцип составления.

5. Приходная и расходная части электробаланса.

6. Понятие электроемкости продукции, электроемкости основных фондов.

7. Понятие условного топлива, назначение термина.

8. Понятие первичного условного топлива.

9. Энергетическое обследование предприятий.

10. Энергоаудит. Виды энергоаудита.

11. Экономия электроэнергии в силовых трансформаторах.

12. Способы регулирования работы насосов (графика потребления воды).

13. Когенерационная система энергоснабжения сельского дома. Тригенерация.

14. Нормирование электропотребления. Задача нормирования.

15. Энергетические характеристики.

16. Коммерческий учет электроэнергии.

17. Технический учет электроэнергии.

18. Характеристики насоса и системы при дроссельном регулировании.

19. Характеристики насоса и системы при регулировании частоты вращения двигателя.

20. Назначение регулирования графика электрических нагрузок предприятия.

21. Факторы регулирования электропотребления.

22. Недостатки традиционной (конвективной) системы отопления предприятий. Энергоэффективная система отопления предприятий.

23. Проблема энергосбережения в осветительных установках.

24. Групповая норма, индивидуальная норма.

 
Поделиться:





Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...