ФЭА / Электроэнергетика / Лекция Выбор сечений проводов по условиям экономичности
(автор - student, добавлено - 22-01-2013, 19:06)
СКАЧАТЬ:
Лекция №15 15.1. Выбор сечений проводов по условиям экономичности Экономические показатели линий электрических се¬тей в значительной степени зависят от правильности выбора сечений проводов ВЛ или жил кабелей (в дальнейшем сокращенно проводов). С увеличе¬нием сечения проводов линии возрастают за¬траты на ее сооруже¬ние КЛ и отчисления от них рКЛ, что изображено кривой I на рис. 15.1 (при этом условно пред¬положено, что удель¬ная стоимость 1 км ли¬нии зависит линейно от сечения F проводов). Одновременно умень¬шаются потери энергии и их стоимость за год ИА (кривая II). Минимуму приведенных народнохозяйственных затрат З (кри¬вая III) соответствует некоторое значение сечения, кото¬рое назовем экономическим FЭК. Из тех же кривых рис. 15.1 видно, что при сечениях, несколько меньших FЭК, отчисления от капитальных вложений уменьшаются значительно быстрее, нежели увеличиваются приведенные затраты. Учитывая это, а также перспективный характер расчетных нагрузок сети, экономически целесообразно прини¬мать ближайшее стандартное сечение, меньшее FЭК, так как при этом уменьшаются расходы металла и средств па сооружение сети при незначительном увеличении приведенных затрат. В связи с этим для определения сечения проводов рекомендуют экономические плотно¬сти тока , (15.1) приведенные в табл. 15.1. С увеличением средней годовой нагрузки линии (бо¬лее равномерный годовой график, большее значение ТМ) потери энергии в линии при том же сечении увели-чиваются, а следовательно, увеличивается и стоимость потерянной энергии (кривая II'). В результате этого экономически целесообразным сечением является уже несколько большее значение F/ЭК, соответственно с уве¬личением ТМ экономическая плотность тока несколько снижается (табл. 15.1). Экономическое сечение при этом определяется . (15.2) Под током IМ здесь следует понимать наибольший длительный ток нагрузки цепи в нормальном режиме работы, определенный без учета возможных в эксплуа¬тации перегрузок и увеличения ее нагрузки при авариях и ремонтах. Для двухцепной линии ток Iм равен току нагрузки линии при работе двух цепей. Выбору по экономической плотности тока не подле¬жат: сети промышленных предприятий и сооружений; напряжением до 1кВ при ТМ до 4000—5000 ч и осве-тительные сети промышленных предприятий, жилых и, общественных зданий, проверенные по потерям напря¬жения. Таблица 15.1 Экономическая плотность тока Наименование проводни-ков Экономическая плотность тока, А/мм2, при продолжительности использования наибольшей нагрузки, ч Более 1000 до 3000 Более 3000 до 5000 Более 5000 до 8000 Голые провода и шины: меные………………... алюминивые………… 2,5 1,3 2,1 1,1 1,8 1,0 Кабели с бумажной изоля-цией с жилами: медными…………….. алюминиевые……….. 3,0 1,6 2,5 1,4 2,0 1,2 Кабели с резиновой и пла-стмассовой изоляцией с жилами: медные………………. алюминиевые……….. 3,5 1,9 3,1 1,7 2,7 1,6 15.2. Проверка сечений проводов по техническим условиям При выборе сечений проводов приходится учитывать ряд технических требований, которые накладывают ограничения на величину сечений. Часто эти ограниче¬ния определяют сечения проводов, поэтому условно считают, что выбор сечений производится по этим усло¬виям. Ниже они рассмотрены подробнее. Для устранения общей короны на проводах и замет¬ных радиопомех в линиях с напряжениями выше 35 кВ установлены наименьшие значения сечений FНМ.КОР . В связи с этим для ВЛ указанных напряжений выбираемые сечения проводов должны удовлетворять, условию . (15.3) В ПУЭ установлены наименьшие значения сечений проводов FНМ.МЕХ ВЛ различных типов, допусти¬мые по условиям механической прочности. Практиче-ски это условие может являться ограничивающим при выборе сечений проводов в сетях напряжением 35 кВ и ниже с малой плотностью нагрузки (например, в сельских районах). Во всяком случае всегда должно быть соблюдено условие . (15.4.) В ряде случаев определяющей при выборе сечений проводов является величина допустимой потери напря¬жения ΔUД. Это связано с тем, что величина потери напряжения зависит от актив¬ного и индуктивного сопротивлений линии. С увеличе¬нием сечения проводов активное сопротивление линии и потери напряжения в ней уменьшаются. Индуктивное сопротивление линии мало зависит от сечения ее про¬водов. В электрических сетях напряжением 35 кВ и ниже применяют провода и кабели небольших сечений, на¬грузки этих сетей имеют относительно высокий коэф¬фициент мощности, при этом обычно PR ≥ QX. В связи с этим увеличение сечений проводов в этих сетях при¬водит к заметному снижению потери напряжения в них. В ряде случаев этот способ уменьшения фактической вели-чины потери напряжения ΔUФ до ΔUД может ока¬заться наиболее экономичным. Рассмотрим выбор сечений проводов и кабелей распределительных сетей по допустимой потере напря¬жения. Для линий с несколькими нагрузками при этом должны быть известны дополнительные условия, свя¬занные с экономичностью сооружения сети. Обычно линии относительно небольшой длины с несколькими нагрузками выполняют проводами одного сечения, что связано с удобством монтажа и эксплуатации их. При малой продолжительности наибольших нагрузок ТМ = = 1500 2 000 ч потери энергии в сетях относительно малы. В таких сетях в целях уменьшения первоначаль¬ных вложений и расхода металла выбирают сечения проводов из условия минимума расхода цветного ме¬талла. В протяженных сетях при значительной величи¬не ТМ выбирают сечения проводов из условий постоян¬ства плотности тока. В этом случае при заданном рас¬ходе цветного металла получаются наименьшие потери мощности. Ниже рассматривается только случай выбо¬ра сечений проводов для линии с неизменным сечением. Для линии неизменного сечения с несколькими на¬грузками известны мощности нагрузок и протекающие по участкам сети, длины участков сети, материал проводов, номинальное напряжение сети и величина допустимой потери напряжения ΔUД. Потеря напряжения в такой линии . (15.5.) Расчет ведется методом последовательных прибли¬жений. Вначале задаются некоторым средним значением погонного индуктивного сопротивления х, по кото¬рому определяют слагающую потери напряжения, обу¬словленную реактивными сопротивлениями: . (15.6) Затем определяют допустимое значение слагающей потери напряжения, обу-словленной активными сопро¬тивлениями, с учетом того, что : , (15.7) откуда получается формула для определения сечения про¬водов: . (15.8) Найденное значение сечения округляют до ближай¬шего большего стандартного и по действительным зна¬чениям r и х определяют фактическую потерю напря¬жения. Затем сравнивают ΔUФ с ΔUд. Если ΔUФ > ΔUд, то выбирают следующее большее по стандартной шкале сечение. Если к рассмотренной линии присоединяются ответ¬вления, выполненные другим сечением, то для них рас¬четной величиной ΔUд.ОТ является величина, определяе¬мая разностью из допустимой потери ΔUд и потери на¬пряжения в магистральной линии до места ответвления. Проверка сечений проводов и кабелей по условиям нагрева должна производиться в нормальных, аварий¬ных и послеаварийных режимах. При протекании тока в проводе сопротивлением R выделяется тепло, и он нагревается. Количество тепла, выделенное неизменным по величине током I, равно I2R . Превышение температуры проводника θП над темпе¬ратурой окружающей среды θО пропорционально количе¬ству выделяемого тепла, а следовательно, квадрату дли¬тельно протекающего по проводнику тока, и зависит от условий его охлаждения. Проверка на на¬гревание проводов и кабелей сводится к необходимости выполнения условия , (15.9) где IМ— наибольший рабочий ток цепи, для которой предназначен проводник (в нормальном или послеаварийном режиме); I'д — длительно допустимый из усло-вий нагрева ток нагрузки; kП — поправочный коэф¬фициент, вводимый для случая, когда фактические условия (температура окружающей среды и т. п.) отли¬чаются от расчетных. Если поправочных коэффициентов несколько, то kП равен их произведению. 15.3. Проверка баланса мощности, выбор компенсирующих устройств Баланс мощности. Предварительно в начале проекти¬рования электрических сетей необходимо проверить обеспечение баланса мощности. Обеспечение потребителей электроэнергией с тре¬буемыми показателями качества — отклонениями частоты и напряжения, возможно лишь при наличии ре¬зерва мощности. Баланс мощности должен составляться раздельно для активной и реактивной мощности. Источник питания должен покрыть суммарную активную мощность нагрузки потребителей PПΣ и потери активной мощности в линиях и трансформаторах сети ΔPСΣ, во всех характерных режимах, кроме того, должна иметься некото¬рая резервная мощность РРЕЗ: . (15.10) Резерв мощности требуется для обеспечения рабо¬ты данного участка электрической системы с приемле¬мыми параметрами в послеаварийных рабочих режи¬мах,— при отключении части генераторов, линий и. т.п. Потери активной мощности ΔPСΣ в электрических се¬тях с двумя — тремя трансформациями электроэнергии могут быть оценены приблизительно в 6—8% суммар¬ной активной мощности нагрузки потребителей. Уравнение баланса реактивной мощности в общем виде может быть составлено лишь для концентриро¬ванных (под концентрированными условно понимаются электрические системы, в которых расстояния от электростанций до потребителей электроэнергии относительно невелики. В таких системах распола-гаемая источниками реактивная мощность может быть передана К потребителям полностью) электрических систем или для отдельных рай¬онов (узлов нагрузки) электрической системы: , (15.11) где QКУ —мощность КУ, установка которых необходи¬ма для обеспечения балан-са; QС — мощность, генери¬руемая емкостью линий сети; остальные индексы те же, что и у величин в уравнении (15.10). Для сетей напряжением 110—150 кВ может быть в первом приближении принято, что потери реактивной мощности в линиях равны мощности, генерируемой ли¬ниями QС. Потери реактивной мощности в трансформа¬торах могут быть оценены по приближенной формуле , (15.12) где п — число трансформаций электроэнергии; ΔQT* — относительная величина потерь реактивной мощности в трансформаторах, изменяющаяся в пределах 0,09 – 0,12 , в среднем может быть принята ΔQT* ≈ 0,1. Величи¬на необходимого резерва мощности при отсутствии дан¬ных может быть принята приближенно равной 0,1 от соответствующей мощности нагрузки потребителей. С учетом вышесказанного из выражения (15.11) может быть определена мощность компенсирующих устройств QКУ (если она необходима) по условию обеспечения баланса реактивной мощности: , (15.13) где tgφИП — коэффициент реактивной мощности, который может быть обес-печен на шинах ИП. В ряде случаев величину QКУ, полученную из усло¬вия обеспечения баланса реактивной мощности, целесо¬образно увеличить по условиям экономичности. Рассмо¬трим этот вопрос подробнее. Влияние передачи реактивной мощности на парамет¬ры режима и целесообразность ее компенсации. Как ука¬зывалось выше, реактивная мощность генери¬руется не только на электростанциях, но и в сети. Источниками ее является емкость линий питающих се¬тей и КУ, устанавливаемые в сетях и у потребителей. В зависимости от соотношения мощности, вырабаты¬ваемой КУ и электростанциями, изменяется величина реактивной мощности, передаваемой по элементам элек¬трических сетей. При этом изменяются и параметры ре¬жима сетей. При увеличении передаваемой по элементу сети ре¬активной мощности возрастает ток в нем, что требует повышения пропускной способности элемента. Возра¬стание тока обратно пропорционально коэффициенту мощности нагрузки. Если при соsφ=1 принять про¬пускную способность сети за 100%, то при соsφ = 0,9 она должна быть увеличена на 11%, а при соsφ = 0,8 — на 25%. Одновременно увеличиваются потери активной и ре¬активной мощности, а также потери энергии в сети. Это увеличение обратно пропорционально квадрату коэф¬фициента мощности нагрузки и получается достаточно большим. Если при соsφ = 1 принять потери за 100%, то при соsφ = 0,95 они увеличатся примерно на 11%, при соsφ = 0,9 — на 24%, при соsφ = 0,8 на 56%. В соответ¬ствии с этим увеличивается наибольшая нагрузка для всей электрической системы. Увеличение активной на¬грузки приводит к необходимости увеличения установ¬ленной суммарной мощности на электростанциях, а уве¬личение реактивной нагрузки — к увеличению суммар¬ной установленной мощности КУ. Увеличение потерь энергии, как уже указывалось, приводит к повышению расхода топлива, т.е. к дополнительным денежным и материальным затратам. Кроме того, увеличение передаваемой реактивной мощности связано с увеличением потерь напряжения, которое зависит от соотношения между реактивным X и активным R сопротивлениями данного элемента: . (15.14) Обычно элементы сети (кроме кабельных линий) обладают сравнительно большими реактивными сопро¬тивлениями. Поэтому увеличение потерь напряжения в рассматриваемых условиях получается достаточно большим. В ряде случаев это обстоятельство может быть нежелательным, например в тех случаях, когда ΔUФ > ΔUд и для снижения величины ΔUФ приходится принимать специальные, дорогостоящие мероприятия. С другой стороны, указанное обстоятельство позволяет пользоваться изменением значений передаваемой реак-тивной мощности для целей регулирования напряжения. Таким образом, передача реактивной мощности во многих случаях приводит к ухудшению технико-эконо¬мических показателей работы сети и должна поэтому производиться в ограниченных пределах. В связи с этим возникает Задача компенсации реактивной мощности, т. е. уменьшения реактивной мощности нагрузок сети. Этого можно достичь, уменьшая реактивную мощность, потребляемую электроприемниками, а также путем установки специаль¬ных КУ. На промышленных предприятиях около 75% всей реактивной мощности потребляют асинхронные электро¬двигатели и примерно 20% — трансформаторы. Асинхронные двигатели при номинальной нагрузке имеют относительно высо-кий соsφ (примерно 0,85 — 0,9 и выше), зависящий от мощности и типа двигателя. Но в потребляемой двигателями реактивной мощности весьма велик удельный вес реактивной мощности хо¬лостого хода. Так, для асинхронных двигателей типов А и АО мощность холостого хода достигает 60—85% реактивной мощности при номинальной, нагрузке дви¬гателя. В среднем загрузка двигателей не превышает величины 60—70%, поэтому удельный вес реактивной мощности холостого хода еще более возрастает, что ухудшает соsφ двигателя. Например, если при номинальной нагрузке РН двигатель имеет соsφ = 0,85 и по-требляемая им реактивная мощность QН = 0,62PH, то при нагрузке 0,5РН потребляемая двигателем реактивная мощность примерно равна его активной мощности, что соответствует соsφ ≈ 0,7. Таким образом, одним из основных мероприятий по естественному улучшению коэффициента мощности асинхронных двигателей является повышение их за¬грузки. Этого достигают правильным подбором номи¬нальной мощности асинхронных двигателей в соответ¬ствии с требуемой для привода рабочих машин. Весьма благоприятным, если это позволяет техноло¬гический процесс, является применение СД, которые работают с соsφ = l, или даже могут генерировать ре¬активную мощность (в режиме перевозбуждения). Искусственное повышение коэффициента мощности нагрузки производится с помощью КУ. Минимальная мощность КУ определяется условиями обеспечения ба¬ланса мощности (см. выше), а также некоторыми тех¬ническими условиями, например необходимостью повы¬сить напряжение в каком-либо пункте и т. п. Необходи¬мость дополнительного повышения коэффициента мощности нагрузки элементов сети, а следовательно, и дополнительной установки КУ, определяется на осно¬вании технико-экономических расчетов. При этом, с одной стороны, определяется экономический эффект от установки дополнительных КУ, а с другой стороны, учитываются затраты на установку КУ и по¬тери энергии в них. Выбор типа и местоположения дополнительных КУ производится путем сравнения различных вариантов, которые намечаются на основании общих соображений и опыта проектирования. Уже указывалось, что весьма целесообразно в качесте КУ использовать БК, устанав¬ливаемые в распределительных сетях 6—20 кВ и 380 — 660 В. При снабжении их АРН и соответствующей ком¬мутационной аппаратурой они могут одновременно использоваться и для улучшения режима напряжения у потребителей. Кроме того, БК могут уста¬навливаться непосредственно и в сети более высоких напряжений. В настоящее время эксплуатируются БК суммарной мощностью до 50 МВАр. Расчеты показывают, что при отсутствии местной станции экономически целесообразно компенсировать не менее 90—95% реактивной мощности в месте ее по¬требления. Это означает, что в сети напряжением до 1 кВ экономически целесообразно почти полностью компенсировать реактивную мощность нагрузки потре¬бителей, в сетях более высоких напряжений устанавли¬ваемые БК должны компенсировать потери реактивной мощности в соответствующих линиях и трансформа¬торах. Принципы распределения реактивной мощности, в питающих сетях. Сов-ременные питающие сети, как правило, выполняются воздушными и состоят из участков разных номинальных напряжений, которые соединяются трансформаторами или автотрансформаторами. При достаточно большой протяженности они обладают сравнительно большими индуктивными сопротивлениями. Поэтому передача ре¬активной мощности по такой сети приводит к значительным потерям напряжения. Это обстоятельство является весьма важным при распределении реактивной мощности по питающей се¬ти. При заданном распределении активной мощности (в основном обусловленном требованиями экономично¬сти работы электростанций в системе) возможности распределения реактивной мощности между источника¬ми оказываются весьма ограниченными. С другой сто¬роны, очевидно, что, изменяя распределение реактивной мощности в питающей сети, можно, как указывалось выше, улучшить режим напряжений. При оценке эффективности использования тех или иных КУ необходимо учитывать условия работы питаю¬щей сети, имеющей соответствующие параметры. Для этого необходимо определять технико-экономические показатели в ветвях сети и в ее узлах. Для ветвей сети следует учитывать изменение потерь активной мощно¬сти, а также возможные ограничения по величине на¬пряжения. 15.4. Выбор регулирующих устройств Технико-экономические показате¬ли для узлов питающей сети в основном определяются условиями регулирования напряжения в соответствую¬щих распределительных сетях. Рассмотрим подробнее основные предельные случаи. 1) На приемных подстанциях питающей сети нет средств для регулирования напряжения. Этот случай характерен для ряда существующих сетей и должен считаться временным. В этих условиях режим напря¬жений в присоединенных к шинам ЦП распределитель¬ных сетях в наибольшей степени зависит от подведенно¬го к ним напряжения. Поэтому допустимое напряжение в рас-сматриваемых узлах питающей сети в основном определяется техническими требованиями. От выполне¬ния этих требований зависит работа всех электроприемников, получаю¬щих питание от этих подстанций. Единственным средством обеспечения данных требований является соответствующее распределение реактивной мощности в питающей сети (при установленных рабочих положе¬ниях регулировочных ответвлений трансформаторов с ПБВ на приемных подстанциях). Требования, предъявляемые к режиму напряжений на шинах низшего напряжения приемных подстанций, в рассматриваемых условиях оказываются весьма же¬сткими. Это значит, что отклонения напряжения на указанных шинах должны быть такими, при которых ре¬жим напряжений в распределительной сети в наиболь¬шей мере приближается к технически допустимому. Такое положение будет иметь место до установки до¬полнительных КУ в распределительной сети или на при¬емной подстанции. 2) На приемных подстанциях питающей сети име¬ются регулирующие устрой-ства с достаточно большим регулировочным диапазоном. В этих условиях коррек¬тирование режима напряжений путем соответствующе¬го распределения реактивной мощности в питающей сети не требуется. Имеющиеся ограничения по напря¬жению в данном случае не влияют на требования к распределению реактивной мощности в ней. В этих условиях распределение реактивной мощности можно осуществлять по условиям экономичности работы самой питающей сети. Определяющими здесь являются усло¬вия минимума потерь активной мощности в этой сети при заданных ограничениях по наибольшему допусти¬мому напряжению и рабочей реактивной мощности источников питания. Выбор регулирующих устройств при проектировании электрических сетей в значительной степени опреде¬ляется местными условиями. В то же время существуют некоторые основные положения и решения, которые являются общими и могут быть использованы в соответствующих практических случаях. Они кратко рассмо¬трены ниже. Во вновь проектируемых сетях на всех ЦП — шинах низшего напряжения районных подстанций, шинах ге¬нераторного напряжения электростанций, должны быть обеспечены возможности автоматического регулирова¬ния напряжения. На электростанциях для этой цели должна быть предусмотрена установка автоматических регуляторов возбуждения (АРБ). Понижающие транс-форматоры вновь сооружаемых районных подстанций должны быть снабжены устройствами РПН и автомати¬ческими регуляторами напряжения (АРМ) (рис. 15.2,а). На существующих подстанциях при проектировании их развития и реконструкции должна предусматриваться установка линейных регуляторов (ЛР) в цепи транс¬форматоров (рис. 15.2,6). На автотрансформаторах, выпускаемых в настоящее время, устройство РПН пре¬дусматривается на стороне обмотки среднего напряже¬ния. Для обеспечения автоматического регулирования напряжения на шинах низшего напряжения подстанций с автотрансформаторами в случае необходимости дол¬жна предусматриваться установка дополнительных ЛР, включаемых последовательно с автотрансформаторами (рис. 15.2,б). Все ЛР должны снабжаться АРН. Схемы, представленные на рис. 15.2,а–в, обеспечи¬вают регулирование на ши-нах ЦП по требуемому зако¬ну, так называемое встречное регулирование напряже¬ния, для случая присоединения к ЦП более или менее однородных потребителей. При этом под од¬нородными понимаются потребители, имеющие пример¬но одинаковый характер изменения графика их на¬грузки. В то же время к шинам ЦП часто могут присоединяться и неоднородные потребители. В качест¬ве примера можно указать на трехсменные предприя¬тия с ровным в течение суток графиком нагрузки и осветительно-бытовых потребителей с резко выражен¬ными вечерним максимумом и ночным минимумом на¬грузки. При присоединении к ЦП линий распределительной сети с резко неодно-родными потребителями в ряде слу¬чаев желательно было бы обеспечить для них раздель¬ное или дифференцированное регулирование напряже¬ния. Для этого можно производить разделение этих линий на соответствующие группы (по возможности с одинаковыми графиками нагрузок) и присоединять эти группы, например, к разным шинам подстанции, питаемым различными трансформаторами с РПН (рис. 15.2,г). Однако такое разделение линий не всегда может быть произведено из-за необходимости обеспече¬ния требуемой надежности электроснабжения потреби¬телей, а также в соответствии с местными условиями. В этих случаях может потребоваться установка допол¬нительных ЛР, включаемых в цепи отдельных линий (рис. 15.2,д) или даже для групп линий (рис. 15.2,e). В последнем случае может даже не понадобиться устройство РПН на основном трансформаторе. Схемы, изображенные на рис. 15.2,г, е, могут быть целесообразными в случае примерно равных мощно¬стей нагрузок неоднородных потребителей. Если же мощность потребителей группы А значительно больше мощности остальных потребителей то могут быть при¬менены, например, схема (рис. 15.2,з) раздельного ре¬гулирования на шинах ЦП или комбинированные схемы регулирования на шинах ЦП и местного регулирования (рис. 15.2,ж). В качестве средств местного регулирова¬ния могут быть использованы управляемые БК, крупные СД снабженные АРН, а в отдельных случаях и ре¬гулируемые PT с РПН. На электростанциях и на подстанциях с регулируе¬мыми источниками реактив-ной мощности (СК) транс¬форматоры должны иметь устройство РПН, а генера-торы или СК — устройства АРВ. При этом обеспечи¬вается раздельное регулирование в соответствии с тре¬буемыми законами изменения напряжения на шинах ЦП и величины реактивной мощности источника. При наличии нескольких включенных последова¬тельно в сеть автоматических регуляторов — на транс¬форматорах с РПН, на ЛР, БК, СД и т. п., требуется согласование законов их регулирования. Это может быть обеспечено различны-ми путями, например выбо¬ром различных, параметров регулирования – напряже¬ния и тока нагрузки, соответствующего подбора выдер¬жек времени регулирующих устройств и т. п. |
|