Изменения
нагрузок во времени в течение года
обычно представляют в виде упорядоченной
диаграммы по снижению максимумов
(рис. 6.1). Выражение для нагрузочных
потерь энергии с использованием этой
диаграммы можно записать в виде
,
(6.7)
где
Pmax
– потери мощности в режиме максимальных
нагрузок (на первой ступени диаграммы),
,
(6.8)
где
Smax
и Imax
– соответственно мощность и ток в
элементе сети в режиме максимальных
нагрузок.
Обозначим
.
(6.9)
Тогда
. (6.10)
Величина
называется временем
максимальных потерь.
Исходя из
формулы (6.10) можно дать следующее
определение: время
максимальных потерь
–
это время,
за которое в элементе сети, работающем
с максимальной нагрузкой, выделятся
те же нагрузочные потери энергии, что
и при работе по реальному графику
нагрузки за год.
Поскольку
,
то
при U
= const
и cos
= const
потери
мощности в формуле (6.9) можно заменить
квадратами активных мощностей:
.
(6.11)
Одной
из характеристик годового графика
(упорядоченной диаграммы по снижению
максимумов) активной мощности является
время
использования максимума нагрузки Тmax
– это время,
в течение которого потребитель или
элемент сети, работающий с максимальной
нагрузкой, израсходует или передаст
столько же энергии, сколько он расходует
или передает при реальной работе за
год.
В
соответствии с этим определением,
величину Тmax
можно
вычислить следующим образом:
, (6.12)
где
W
–
энергия,
передаваемая за год через данный элемент
сети и равная площади под годовым
графиком активной мощности. Из данной
формулы следует, что эта площадь должна
быть равна площади прямоугольника,
ограниченного прямыми Р
= Рmax
и
t
=
Тmax,
а также
осями координат (рис. 6.1).
Величины
Тmax
и
определяются по похожим выражениям,
однако время максимальных потерь
рассчитывается через квадраты, а время
использования максимума нагрузки –
через первые степени мощностей. Так
как
,
то
Tmax
(равенство
имеет место при одноступенчатом годовом
графике).
Таким
образом, между временем максимальных
потерь и временем использования
максимума нагрузки не существует
однозначной зависимости (одному и тому
значению Тmax
могут
соответствовать разные значения ).
Вместе с
тем между этими величинами существует
корреляционная связь, которая выражается
приближенной формулой
.
(6.13)
Это
выражение положено в основу метода
времени максимальных потерь.
t,
ч
0
8760
Tmax
Δt1
Δt2
P2
P1=
Pmax
P
Рис.
7.3. Годовая
упорядоченная диаграмма активной
мощности по снижению максимумов
Порядок
расчета:
1.
Рассчитываются величины
и ΔРmax
по формулам
(6.13) и (6.8) для каждого элемента сети.
Время использования максимума нагрузки
определяется по справочным данным либо
по годовому графику активной мощности;
максимальная передаваемая мощность
определяется расчетным путем или на
основе измерений;
2.
Вычисляются нагрузочные потери энергии
в каждом элементе сети по выражению
(6.10);
3.
Определяются условно-постоянные потери
энергии в каждом элементе сети по
формуле (6.2);
4.
Вычисляются суммарные потери энергии.
Основное
достоинство метода времени максимальных
потерь перед методом средних нагрузок
состоит в том, что для расчета потерь
не требуется проводить измерения.
Поэтому данный метод можно использовать
не только при эксплуатации, но и при
проектировании электрических сетей.
Недостаток – пониженная точность
расчета.
Погрешности
метода времени максимальных потерь
обусловлены
1.
Неточностью исходных данных (Tmах
и Smax);
2.
Использованием приближенной формулы
(6.13).
Основная
область применения данного метода –
питающие электрические сети.
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
При передаче электрической энергии от генераторов электростанций до потребителя около 12-18% всей вырабатываемой электроэнергии теряется в проводниках воздушных и кабельных линий, а также в обмотках и стальных сердечниках силовых трансформаторов.
При проектировании нужно стремиться к уменьшению потерь электроэнергии на всех участках энергосистемы, поскольку потери электроэнергии ведут к увеличению мощности электростанций, что в свою очередь влияет на стоимость электроэнергии.
В сетях до 10кВ потери мощности в основном обусловлены нагревом проводов от действия тока.
Потери мощности в линии.
Потери активной мощности (кВт) и потери реактивной мощности (кВАр) можно найти по следующим формулам:
Формулы для расчета потери мощности в линии
где Iрасч – расчетный ток данного участка линии, А;
Rл – активное сопротивление линии, Ом.
Потери мощности в трансформаторах.
Потери мощности в силовых трансформаторах состоят из потерь, не зависящих и зависящих от нагрузки. Потери активной мощности (кВт) в трансформаторе можно определить по следующей формуле:
Потери активной мощности в трансформаторе
где ?Рст – потери активной мощности в стали трансформатора при номинальном напряжении. Зависят только от мощности трансформатора и приложенного к первичной обмотке трансформатора напряжения. ?Рст приравнивают ?Рх;
?Рх— потери холостого хода трансформатора;
?Роб – потери в обмотках при номинальной нагрузке трансформатора, кВт; ?Роб приравнивают ?Рк.
?Рк– потери короткого замыкания;
?=S/Sном – коэффициент загрузки трансформатора равен отношению фактической нагрузки трансформатора к его номинальной мощности;
Потери реактивной мощности трансформатора (кВАр) можно определить по следующей формуле:
Потери реактивной мощности в трансформаторе
где ?Qст – потери реактивной мощности на намагничивание, кВАр. ?Qст приравнивают ?Qх.
?Qх – намагничивающая мощность холостого хода трансформатора;
?Qрас – потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке.
Значения ?Рст(?Рх) и ?Роб(?Рк) приведения в каталогах производителей силовых трансформаторов. Значения ?Qст(?Qх) и ?Qрас определяют по данным каталогов из следующих выражений:
Формулы для расчета потери реактивной мощности
где Iх – ток холостого хода трансформатора, %;
Uк – напряжение короткого замыкания, %;
Iном – номинальный ток трансформатора, А;
Xтр – реактивное сопротивление трансформатора;
Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА.
Потери электроэнергии.
На основании потерь мощности можно посчитать потери электроэнергии. Здесь следует быть внимательными. Нельзя посчитать потери электроэнергии умножив потери мощности при какой либо определенной нагрузке на число часов работы линии. Этого делать не стоит, т.к в течение суток или сезона потребляемая нагрузка изменяется и таким образом мы получим необоснованно завышенное значение.
Чтобы правильно посчитать потери электроэнергии используют метод, основанный на понятиях времени использования потерь и времени использовании максимума нагрузки.
Время максимальных потерь ? – условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий в линии, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии в год.
Временем использования максимальной нагрузки или временем использования максимума Тмах называют условное число часов, в течение которых линия, работая с максимальной нагрузкой, могла бы передать потребителю за год столько энергии, сколько при работе по действительному переменному графику. Пусть W(кВт*ч) – энергия переданная по линии за некоторый промежуток времени, Рмах(кВт) -максимальная нагрузка, тогда время использования максимальной нагрузки:
Тмах=W/Рмах
На основании статистических данных для отдельных групп электроприемников были получены следующие значения Тмах:
- Для внутреннего освещения – 1500—2000 ч;
- Наружного освещения – 2000—3000 ч;
- Промышленного предприятия односменного – 2000—2500 ч;
- Двухсменного – 3000—4500 ч;
- Трехсменного – 3000—7000 ч;
Время потерь ? можно найти по графику, зная Тмах и коэффициент мощности.
Зависимость времени максимальных потерь от продолжительности использования максимума нагрузки
Теперь зная ? можно посчитать потери электроэнергии в линии и в трансформаторе.
Потери энергии в линии:
Потери энергии в линии
Потери энергии в трансформаторе:
Потери энергии в трансформаторе
где ?Wатр –общая потеря активной энергии (кВт*ч) в трансформаторе;
?Wртр –общая потеря реактивной энергии (кВАр*ч) в трансформаторе.
Советую почитать:
Понятие времени максимальных потерь, его определение.
– время максимальных потерь, т. е. время, в течение которого электрическая сеть, работая с неизменной максимальной нагрузкой, имеет потери электроэнергии, равные действительным годовым потерям. Время максимальных потерь
(ч),
где 
– потери активной энергии, кВт×ч, или расход электроэнергии на покрытие потерь;
– наибольшие потери мощности, кВт.
Рис. 2.2. Зависимость времени максимальных потерь от продолжительности использования максимума нагрузки 
и cosφ
На основании статистических данных о различных годовых графиках нагрузки промышленных предприятий составлена зависимость времени максимальных потерь от продолжительности использования максимума нагрузки и коэффициента мощности (рис. 2.2).
Зависимость времени потерь от параметров, характеризующих конфигурацию годового графика передаваемой активной мощности и 
, устанавливает также следующее выражение:
. 
4. Выбор числа трансформаторов на приемных подстанциях промышленных предприятий.
— по категории потребителей с учетом наличия у потребителей нагрузок 1-й категории, требующих надежного резервирования;
— по технико-экономическим показателям отдельных намеченных вариантов числа и мощности трансформаторов с учетом капитальных затрат и эксплуатационных расходов.
Основными требованиями при выборе числа трансформаторов ГПП являются: надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности), а также минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок.
При проектировании подстанции учитывают требования, исходя из следующих основных положений. Надежности электроснабжения потребителей I категории достигают за счет наличия двух независимых источников питания, при этом обеспечивают резервирование питания и всех других потребителей. При питании потребителей I категории от одной подстанции необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин, при этом мощность трансформаторов выбирают так, чтобы при выходе из строя одного из них второй (с учетом допустимой перегрузки) обеспечивал питание всех потребителей I категории. Резервное питание потребителей I категории вводится автоматически. Потребителей II категории обеспечивают резервом, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала. При питании этих потребителей от одной подстанции следует иметь два трансформатора или складской резервный трансформатор для нескольких подстанций, питающий потребителей II категории, при условии, что замена трансформатора может быть произведена в течение нескольких часов. На время замены трансформатора вводят ограничение питания потребителей с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора. Потребители III категории получают питание от однотрансформаторной подстанции при наличии «складского» резервного трансформатора.
При выборе числа трансформаторов исходят из того, что сооружение однотрансформаторных подстанций не всегда обеспечивает наименьшие затраты. Если по условиям резервирования питания потребителей необходима установка более чем одного трансформатора, то стремятся, чтобы число трансформаторов на подстанции не превышало двух. Двухтрансформаторные подстанции экономически более целесообразны, чем подстанции с одним или большим числом трансформаторов.
Характиристика электроприемников по надежности
ЭП 1 категории — ЭП, перерыв ЭС которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса и.д.
Из состава ЭП 1 категории выделена особая группа ЭП, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров.
ЭП 2 категории — ЭП, перерыв ЭС которых приводит к массовому недоотпуску продукции, к массовому простою рабочих, механизмов, и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей.
ЭП 3 категории — все остальные ЭП, не подпадающие под определение 1 и 2 категории. К ним можно отнести ЭП во вспомогательных цехах, на неответственных складах, в цехах несерийного производства и т.п.
5. Выбор номинальной мощности трансформаторов приемных подстанций предприятий по графику нагрузки
Для выбора мощности трансформатора с учетом резервирования и допустимых перегрузок достаточно знать максимальную, среднюю нагрузки предприятия и продолжительность суточного максимума.
При наличии графика нагрузки выбор и проверку мощности трансформаторов производят с учетом коэффициента допустимой нагрузки трансформатора 
.
Выбор трансформаторов по перегрузочной способности производится по продолжительности максимума нагрузки ( 
) и коэффициенту заполнения графика нагрузки ( 
), рис. 2.3:
. (2.8)
Номинальную мощность трансформатора 
можно определить из выражения
, (2.9)
Коэффициент заполнения графика нагрузки определяется по суточному графику нагрузки
. (2.10)
По ПУЭ допускается при 
≤0,75 перегрузка одного трансформатора до 140% в аварийном режиме продолжительностью 5 суток не более 6 часов в сутки.
При наличии на двухтрансформаторной подстанции потребителей первой ( 
) и второй ( 
) категорий, мощность одного трансформатора проверяется в аварийном режиме:
.
Обычно, коэффициент заполнения графика не превышает 0,75, т. е.
,
поэтому можно установить связь между средней нагрузкой потребителя и номинальной мощностью устанавливаемого трансформатора:
.
6. Выбор сечения питающих ГПП линий.
Выбор сечения линии, питающей ГПП, производится для двух классов напряжения, близких к 
затем производится технико-экономическое сравнение полученных вариантов и выбирается наиболее оптимальный по условию минимума приведенных затрат.
Выбор сечения провода проводится по экономической плотности тока в нормальном и аварийном режиме:
(2.11)
где 
— нормированное значение экономической плотности тока, 
[5].
Правильно выбранное сечение должно удовлетворять следующим условиям:
1.По перегрузочной способности (в аварийном режиме при отключении одной из питающих линий)
,
где 
— допустимый ток для выбранного сечения, А;
— расчетный ток в аварийном режиме, А.
2.По условию механической прочности: согласно условию механической плотности на воздушных линиях выше 1000 В могут применяться алюминиевые провода сечением не менее 35 мм 2 , сталеалюминевые и стальные – не менее 25 мм 2 .
Источник
Определение потерь мощности и электроэнергии в линии и в трансформаторе
При передаче электрической энергии от генераторов электростанций до потребителя около 12-18% всей вырабатываемой электроэнергии теряется в проводниках воздушных и кабельных линий, а также в обмотках и стальных сердечниках силовых трансформаторов.
При проектировании нужно стремиться к уменьшению потерь электроэнергии на всех участках энергосистемы, поскольку потери электроэнергии ведут к увеличению мощности электростанций, что в свою очередь влияет на стоимость электроэнергии.
В сетях до 10кВ потери мощности в основном обусловлены нагревом проводов от действия тока.
Потери мощности в линии.
Потери активной мощности (кВт) и потери реактивной мощности (кВАр) можно найти по следующим формулам:
Формулы для расчета потери мощности в линии
где Iрасч – расчетный ток данного участка линии, А;
Rл – активное сопротивление линии, Ом.
Потери мощности в трансформаторах.
Потери мощности в силовых трансформаторах состоят из потерь, не зависящих и зависящих от нагрузки. Потери активной мощности (кВт) в трансформаторе можно определить по следующей формуле:
Потери активной мощности в трансформаторе
где ?Рст – потери активной мощности в стали трансформатора при номинальном напряжении. Зависят только от мощности трансформатора и приложенного к первичной обмотке трансформатора напряжения. ?Рст приравнивают ?Рх;
?Рх— потери холостого хода трансформатора;
?Роб – потери в обмотках при номинальной нагрузке трансформатора, кВт; ?Роб приравнивают ?Рк.
?Рк– потери короткого замыкания;
?=S/Sном – коэффициент загрузки трансформатора равен отношению фактической нагрузки трансформатора к его номинальной мощности;
Потери реактивной мощности трансформатора (кВАр) можно определить по следующей формуле:
Потери реактивной мощности в трансформаторе
где ?Qст – потери реактивной мощности на намагничивание, кВАр. ?Qст приравнивают ?Qх.
?Qх – намагничивающая мощность холостого хода трансформатора;
?Qрас – потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке.
Значения ?Рст(?Рх) и ?Роб(?Рк) приведения в каталогах производителей силовых трансформаторов. Значения ?Qст(?Qх) и ?Qрас определяют по данным каталогов из следующих выражений:
Формулы для расчета потери реактивной мощности
где Iх – ток холостого хода трансформатора, %;
Uк – напряжение короткого замыкания, %;
Iном – номинальный ток трансформатора, А;
Xтр – реактивное сопротивление трансформатора;
Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА.
Потери электроэнергии.
На основании потерь мощности можно посчитать потери электроэнергии. Здесь следует быть внимательными. Нельзя посчитать потери электроэнергии умножив потери мощности при какой либо определенной нагрузке на число часов работы линии. Этого делать не стоит, т.к в течение суток или сезона потребляемая нагрузка изменяется и таким образом мы получим необоснованно завышенное значение.
Чтобы правильно посчитать потери электроэнергии используют метод, основанный на понятиях времени использования потерь и времени использовании максимума нагрузки.
Время максимальных потерь ? – условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий в линии, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии в год.
Временем использования максимальной нагрузки или временем использования максимума Тмах называют условное число часов, в течение которых линия, работая с максимальной нагрузкой, могла бы передать потребителю за год столько энергии, сколько при работе по действительному переменному графику. Пусть W(кВт*ч) – энергия переданная по линии за некоторый промежуток времени, Рмах(кВт) -максимальная нагрузка, тогда время использования максимальной нагрузки:
На основании статистических данных для отдельных групп электроприемников были получены следующие значения Тмах:
- Для внутреннего освещения – 1500—2000 ч;
- Наружного освещения – 2000—3000 ч;
- Промышленного предприятия односменного – 2000—2500 ч;
- Двухсменного – 3000—4500 ч;
- Трехсменного – 3000—7000 ч;
Время потерь ? можно найти по графику, зная Тмах и коэффициент мощности.
Зависимость времени максимальных потерь от продолжительности использования максимума нагрузки
Теперь зная ? можно посчитать потери электроэнергии в линии и в трансформаторе.
Потери энергии в трансформаторе:
Потери энергии в трансформаторе
где ?Wатр –общая потеря активной энергии (кВт*ч) в трансформаторе;
?Wртр –общая потеря реактивной энергии (кВАр*ч) в трансформаторе.
Источник
