M03900 Электрические сети и системы.unlocked
.pdf21
Норми амортизаційних відрахувань залежать від терміну служби обладнання та споруд, а також періодичності і вартості капітальних ремонтів. Вони встановлені Держбудом у відсотках від вартості основних фондів [2].
5.4.3 Обчислюються річні витрати на покриття втрат електроенергії:
Ивт = в × DW , |
(5.8) |
де: W - сумарні втрати електроенергії у мережі;
в– питомі витрати на 1кВт.год втрат електроенергії (задається
взавданні).
Втрати електроенергії в елементах мережі суттєво залежать від характеру зміни навантаження протягом періоду часу, який розглядається. При проектуванні звичайно користуються наближеними методами розрахунку, вводячи поняття часу максимальних втрат τ.
При роботі протягом часу τ з найбільшим навантаженням втрати електроенергії дорівнюють втратам при навантаженні, яке змінюється впродовж року за дійсним графіком.
У цьому випадку:
|
S 2 |
|
|
W = 3× R × I 2 dt = 3× Imax2 × R × τ = |
max |
× R × τ , |
(5.9) |
|
|||
|
U 2 |
|
При цьому умовно передбачається, що графіки активної і реактивної потужності близькі і зв’язок між ними визначається одним значенням коефіцієнту потужності. Для графіків типової форми величина τ визначається за такою формулою:
æ |
|
T |
ö |
2 |
|
|
τ = ç0,124+ |
|
max |
÷ |
×8760 , |
(5.10) |
|
10000 |
||||||
è |
ø |
|
|
де: Tmax – час використання найбільшого навантаження.
PDF создан испытательной версией pdfFactory Pro www.pdffactory.com
22
Цим показником визначається умовний час, впродовж якого споживач, який працював би з найбільшим навантаженням, отримав би з мережі ту ж кількість електроенергії, яку отримає за рік при роботі за дійсним графіком. Для однозмінних промислових підприємств Tmax у середньому дорівнює 1500-2200 годин, двозмінних – 3000-4500 годин, тризмінних – 5000-7000 годин. Для освітлювально-побутового навантаження міст Tmax ≈ 2000-3000 годин.
При визначенні втрат активної потужності у лініях напругою 220 кВ і вище необхідно враховувати як втрати потужності у
активному опорі лінії РH, так і втрати на корону |
РК: |
РЛ = РН + РК |
(5.11) |
Втрати електроенергії в лінії у цьому випадку визначаються за формулою
|
|
|
S 2 |
|
|
|
|
|
W |
л |
= |
max |
× R |
л |
× τ + |
P ×8760 . |
(5.12) |
|
||||||||
|
|
U 2 |
|
k |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
||
Загальні втрати на корону для всієї лінії або її ділянки |
||||||||
довжиною 1(км) визначаються наступним образом: |
|
|||||||
|
|
|
РK = РКпит l. |
|
(5.13) |
Для ліній з декількома навантаженнями втрати потужності та енергії на корону і в активних опорах ділянок лінії визначають для кожної ділянки лінії окремо у відповідності до довжини (для РК) та навантаження ділянки (для РН).
Втрати активної потужності у двообмоткових трансформаторах складаються із втрат потужності на нагрівання в активному опорі обмоток трансформатора та втрат у магнітопроводі трансформатора на перемагнічування та вихрові струми, які зрівнюються з активними втратами холостого ходу, тобто:
PDF создан испытательной версией pdfFactory Pro www.pdffactory.com
|
|
|
23 |
|
|
|
|
|
|
P = 3× I 2 × R + P = |
P2 |
+ Q2 |
R |
+ n × P |
|
|
|||
2 |
2 |
× |
T |
, |
(5.14) |
||||
|
|
|
|||||||
T |
T |
XX |
U2' |
n |
XX |
|
|||
де Р2, |
Q2 – |
|
|
|
|
||||
активна |
і реактивна потужності |
навантаження |
трансформатора на стороні зведеної вторинної напруги U2' ;
Рхх – втрати холостого ходу (втрати в сталі) трансформатора.
У випадках, коли напруга U2' невідома, її приймають рівною
номінальній напрузі трансформатора, до якої зведені його опори RТ і XТ. Звичайно RТ і XТ зводяться до напруги ВН трансформатора.
При паралельній роботі n однакових трансформаторів на загальне навантаження:
P = |
1 |
× P × |
S |
2 |
+ n × |
P |
|
|
|
|
2Σ |
, |
(5.15) |
||||
|
SНОМ2 |
|||||||
T |
n |
КЗ |
|
XX |
|
де Ркз – втрати короткого замикання трансформатора.
Втрати електроенергії у трансформаторах залежать від режиму їх роботи. Якщо припустити, що коефіцієнт потужності навантаження незмінний протягом року, тоді для трансформаторів, які працюють впродовж року паралельно, з номінальною потужністю SНОМ кожного, втрати енергії дорівнюють:
W = |
P2 |
+ Q |
2 |
|
|
R |
× τ + n × |
P |
|
|
|||||
|
2Σ |
|
2Σ |
× |
|
T |
|
×8760 , |
(5.16) |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
T |
|
|
U2' |
|
|
|
|
n |
|
|
XX |
|
|
||
або: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
W = |
|
1 |
× |
P |
× |
|
S |
2 |
|
|
× τ + n × P |
×8760 , |
|
||
|
|
|
|
|
2Σ |
|
(5.17) |
||||||||
|
n |
SНОМ2 |
|
||||||||||||
T |
|
КЗ |
|
|
|
XX |
|
|
|||||||
де S2Σ – найбільше |
|
|
у |
|
|
році |
сумарне навантаження |
||||||||
трансформаторів. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
PDF создан испытательной версией pdfFactory Pro www.pdffactory.com
24
Втрати активної потужності в обмотках триобмоткових трансформаторів знаходяться як сума втрат потужності у трьох його обмотках, які визначаються за величиною потужності, яка передається через відповідну обмотку.
Загальний вираз для визначення втрат активної потужності при n триобмоткових трансформаторах, які працюють на загальне навантаження:
|
P2 + Q2 R |
В |
|
P2 +Q2 |
|
R P2 +Q2 |
|
|
|
R |
Н |
|
|
|
||||||||||||||||||
P = |
1Σ |
|
1Σ |
|
|
|
+ |
2Σ |
|
|
2Σ |
|
|
C |
+ |
|
3Σ |
|
|
3Σ |
|
|
|
+ n × DP |
,(5.18) |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
T |
Uном2 |
|
|
|
|
n |
Uном2 |
|
|
n |
|
U |
ном2 .1 |
|
|
|
n |
XX |
||||||||||||||
|
.1 |
|
|
.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
де Rв, Rс, Rн – активні опори обмоток ВН, СН і НН |
|||||||||||||||||||||||||||||||
трансформатора, зведені до напруги первинної обмотки; |
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||
або: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P = |
P |
|
S 2 |
|
|
+ |
|
P |
|
|
S 2 |
|
|
+ |
|
|
P |
|
|
S 2 |
|
|
|
+ n × DP |
|
|
||||||
КЗ.1 |
|
1Σ |
|
|
|
КЗ.2 |
|
|
2Σ |
|
|
|
|
КЗ.3 |
|
|
3Σ |
|
, |
(5.19) |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
T |
n |
|
Sном2 |
|
|
|
|
|
n |
|
Sном2 |
|
|
|
|
|
|
n |
|
|
Sном2 |
|
|
|
|
|
XX |
|
||||
|
|
.1 |
|
|
|
|
.2 |
|
|
|
|
|
|
.3 |
|
|
|
|
|
|
де — індексами 1, 2 та 3 позначені втрати к.з. та повна потужність відповідно обмоток високої, середньої та низької напруги.
Втрати електроенергії у триобмоткових трансформаторах і автотрансформаторах можуть бути визначені за формулою:
W = |
P2 + Q2 |
|
|
R |
B |
× τ |
|
+ |
P2 |
+ Q2 |
R |
× τ |
|
+ |
||||||||||||
|
1Σ |
|
1Σ |
× |
|
|
|
1 |
|
2Σ |
|
2Σ |
× |
C |
2 |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
T |
|
|
Uном2 |
|
|
|
|
|
n |
|
|
|
Uном2 |
|
|
n |
|
|
||||||||
|
|
|
|
.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
.1 |
|
|
|
|
|||||||||
+ |
P2 |
|
+Q2 |
R |
H |
|
× τ |
|
+ n × |
|
P |
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
3Σ |
|
3Σ |
× |
|
|
|
|
3 |
|
×8760 . |
|
|
(5.20) |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
U ном2 |
|
|
|
|
n |
|
|
|
|
|
|
|
XX |
|
|
|
|
|||||||
|
|
.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
У проектних розрахунках можна прийняти, що τ1=τ2=τ3=τ. Після визначення втрат в усіх трансформаторах WTΣ та лініях
WЛΣ мережі, можна визначити річні витрати на покриття втрат електроенергії ИВТ (5.7).
Таким чином, сумарні річні витрати :
PDF создан испытательной версией pdfFactory Pro www.pdffactory.com
25
И = ИЛ + ИП + ИВТ |
(5.21) |
Розділ 5. Для порівняння різноманітних варіантів у
енергетиці використовують величину так званих зведених витрат:
З = ЕН ·К + И, |
(5.22) |
де Ен – нормативний коефіцієнт порівняльної ефективності капіталовкладень ( Ен = 0,15 – для об’єктів, які будуються);
К – одноразові капіталовкладення в об’єкти, які будуються; И – річні експлуатаційні витрати на амортизацію,
обслуговування та втрати електроенергії.
Для визначення оптимального варіанту схеми електричної мережі визначаються зведені витрати З за кожним варіантом, які порівнюються.
ΔЗ = |
ЗІ - ЗІІ |
×100 |
(5.23) |
|
|||
|
ЗІ |
|
Приймається варіант з меншими зведеними витратами. Варіанти схем вважаються економічно рівноцінними, якщо
різниця в зведених затратах приблизно дорівнює 5% чи менше. В такому випадку слід вибирати варіант:
∙з більш високою номінальною напругою;
∙з більш високою надійністю електропостачання;
∙з більш високою оперативною гнучкістю схеми;
∙з меншими витратами кольорового металу на проводи повітряних ліній і з меншою необхідною кількістю електричної апаратури;
∙з кращою можливістю розвитку мережі при збільшенні навантаження і появі нових пунктів споживання електроенергії.
PDF создан испытательной версией pdfFactory Pro www.pdffactory.com
26
РЕКОМЕНДОВАНА ЛІТЕРАТУРА
Основна література
1.Идельчик В. И. Электрические системы и сети. Учебник для вузов. / В. И. Идельчик. – М.: Энергатомоиздат, 1989 – 592 с.
2.Буслова Н. В., Винославский В. Н., Денисенко Г. И., Перхач В. С. Электрические системы и сети./ Под ред. Г. И. Денисенко – К.:
Вища школа, 1986. – 584 с.
3.Веников В. А., Идельчик В. И., Лисев М. С. Регулирование напряжения в электроенергетических системах – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 430 с .
4.Солдаткина Л. А. Электрические сети и системы – М.: Энергия, 1978. – 214 с.
5.Блок В. М. Электрические сети и системы – М.: Высшая школа, 1986. – 430 с.
Додаткова література
6.Петренко Л. И. Электрические сети и системы. – К.: Вища школа, Головное из-во,1981. – 271 с.
7.Электроенергетические системы в примерах и иллюстрациях./ Под ред. В. А. Веникова. – М.: Энергия, 1983. – 504 с.
8.Методичні вказівки до практичних робіт з дисципліни „Електричні системи та мережі” / Укл. О. І. Байша, К. О. Братковська. – Запоріжжя, ЗНТУ, 2006. – 51 с.
9.Методичні вказівки до лабораторних робіт з дисципліни „Електричні системи та мережі” / Укл. О. І. Байша, К. О. Братковська. – Запоріжжя, ЗНТУ, 2006. – 46 с.
10.Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни „Електричні системи та мережі” / Укл. О. І. Байша. – Запоріжжя,
ЗНТУ, 2011. – 42 с.
PDF создан испытательной версией pdfFactory Pro www.pdffactory.com