Расчет установленной мощности: Определение расчетной мощности предприятия — СтудИзба

{{l10n_strings.DRAG_TEXT_HELP}}

{{article.content_lang.display}}

{{l10n_strings.AUTHOR_TOOLTIP_TEXT}}

Определение расчётной нагрузки

Под расчётной нагрузкой понимается такая длительная постоян­ная максимальная нагрузка (в квт пли а), которая эквивалентна по тепловому действию переменной нагрузке.

Расчётная мощность (Р_р), т. е. расчётная нагрузка в квт, определяется:

а) для питающей сети жилых домов — по удельным расчётным нагрузкам в вт на 1 м² жилой (оплачиваемой) площади

где S — жилая (оплачиваемая) площадь,

р — удельная расчётная нагрузка, вт / м²;

б) для осветительной сети гражданских и производственных зда­ний, исходя из установленной мощности ламп путём умножения общей установленной мощности всех ламп на коэффициент спроса

где Р_у—установленная мощность ламп, квт;

к_с — коэффициент спроса.

Коэффициентом спроса к_с называется отношение расчётной на­грузки к установленной мощности электроприёмника;

в) для силовых токоприёмников — путем умножения установлен­ной мощности токоприёмников на коэффициент спроса для данной группы потребителей

где Р_у — установленная мощность токоприёмников.

а) для токоприёмников освещения (ламп) — мощность, указанная на цоколе лампы, равная мощности потребляемой из сети при номи­нальном напряжении;

б) для силовых токоприёмников (электродвигателей) — паспорт­ная (каталожная) номинальная мощность, развиваемая электродвига­телем на валу.

Коэффициент спроса к_с учитывает степень одновременности ра­боты токоприёмников, их загрузку, потери в сети и коэффициент по­лезного действия токоприёмника.

При определении расчётной мощности токоприёмников групповой сети освещения коэффициент спроса принимается равным единице, т. е. расчётная мощность равна установленной (номинальной) мощ­ности токоприёмников

Расчётный ток (I_p) определяется по следующим формулам:

а) трехфазный переменный ток

б) постоянный ток и однофазный переменный ток

где I_p — расчётный ток, а;

Р_р — расчётная мощность, квт;

U_н — номинальное напряжение сети, в в;

cos φ — коэффициент мощности.

Коэффициент мощности при определении расчётной мощности для осветительных и нагревательных токоприёмников принимается рав­ным единице.

Расчет нагрузок для получения ТУ ПАО «МОЭСК»

Мы предлагаем Вам выполнение

Скачайте

Полученный нами опыт, за время общения с сетевыми компаниями, позволяет нам производить расчеты в нескольких направлениях:
Отстаивание существующей нагрузки Заявителя (часто Сетевая компания при обращении неподготовленного Заявителя ограничивает подачу заявки в районе 7-9кВт от законных 15кВт), мы же закрепляем расчетно требование о присоединении 15кВт.
Проверочный расчет заявляемой мощности с целью оптимизации затрат, т. к. проектанты часто завышают мощность снимая с себя ответственность  и не выполняя задачи оптимизации. Пример прост, Вы покупаете 100кВт, а при вводе объекта у Вас получается максимальное потребление 81кВт – зачем переплачивать, если Вы не используете эту мощность и продать эти 19кВт в последствии некуда.

Расчет при нехватке установленной мощности на источнике

Расчет при нехватке установленной мощности на источнике

Поверочный расчет может использоваться для решения следующих задач:

• Авария на котельной, связанная с отключением одного из установленных котлов.

• При двух работающих источниках на сеть выход из строя одного из них.

В любом случае подключенная нагрузка, определяемая в результате расчета, превышает установленную тепловую мощность источника (котельной).

Цель расчета

1. Определить максимально возможную температуру теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети при расчетной температуре наружного воздуха.

2. Определить температуру наружного воздуха, при которой не происходит нарушение режима работы потребителей.

При решении первой задачи известными являются:

• температура наружного воздуха;

• установленные регулирующие и дросселирующие устройства;

• установленная мощность источника;

• тепловая нагрузка, подключенная к тепловой сети.

Расчеты данного типа выполняются в поверочной задаче в автоматическом режиме. Для примера (Пример квартальной сети) приведенного в поставляемом ПО подключенная нагрузка составляет 9.628 Гкал/ч. В случае если установленная мощность источника будет равна 8 Гкал/ч, то при температуре наружного воздуха -34 °С и правильно подобранных дросселирующих устройствах максимально возможная температура теплоносителя будет составлять 116.65 °С, а температура воздуха внутри отапливаемых зданий не превышать 10 °С.

При решении второй задачи известными являются:

• установленная мощность источника;

• установленные регулирующие и дросселирующие устройства;

• тепловая нагрузка, подключенная к тепловой сети.

Задача решается методом подбора такой температуры наружного воздуха, при которой не будет происходить нарушение режима работы отапливаемых зданий. Для нашего примера при установленной мощности источника в 8 Гкал/ч и подключенной нагрузке в 9,628 Гкал/ч минимальная температура наружного воздуха, до которой можно работать без нарушения режима работы потребителей, -23 °С. При этом температура воздуха внутри отапливаемых зданий отличается от расчетного значения не более чем на ±0.4 °С. Температура воды в подающем трубопроводе 126.2 °С.

2.4 Расчет электрических нагрузок. Электроснабжение

Похожие главы из других работ:

Выбор и расчёт электрической части подстанции

2. Расчёт электрических нагрузок

Для каждой группы ЭП определяют расчётные активные и реактивные нагрузки: , , Суммарная силовая расчётная нагрузка в целом по подстанции определяется из соотношений , , (1.4) То же с учётом коэффициента разновременности максимума нагрузки ,…

Компрессорный цех

2.2 Расчёт электрических нагрузок, компенсирующих устройств выбор трансформаторов

Установленная мощность силовых электроприемников: =?•N, (2.1) [1] где Рн — номинальная мощность электродвигателей отдельной машины, кВт; N — число одинаковых машин-электродвигателей…

Проектирование системы электроснабжения главного цеха завода по производству пеностекла

2.

…

Проектирование системы электроснабжения главного цеха завода по производству пеностекла

2.1 Расчёт электрических нагрузок силового оборудования

освещение трансформаторный подстанция электрический Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок…

Проектирование системы электроснабжения главного цеха завода по производству пеностекла

2.3 Расчёт электрических нагрузок осветительной сети

Расчетная нагрузка Рр питающей осветительной сети определяется умножением установленной мощности Pуст, ламп на коэффициент спроса Кс, а для металлогалогенных ламп умножением на коэффициент Кпра…

Разработка конструкции индукционной чугуноплавильной тигельной печи ИЧТ-6

4.2 Расчет электрических параметров

индукционный тигельный печь энергетический Определяем глубину проникновения металла: Определяем напряженность магнитного поля в индукторе. ..

Разработка технологии электрошлакового переплава сплава марки ШХ4

5.3 Расчёт электрических параметров ЭШП

Определение активного электрического сопротивления шлаковой ванны. , (40) где ; ; k3 = 1 сшл — удельное сопротивление шлака, для флюса АНФ-1П сшл = 1,8 мОм·м; Dкр — эквивалентный диаметр кристаллизатора, в данном случае (Dкр)экв = Dср.кр = =0,45…

Реконструкция системы электроснабжения завода ОАО «Тагат» имени С.И. Лившица

2.1 Расчет электрических нагрузок

Основой рационального решения комплекса технико-экономических вопросов при проектировании электроснабжения современного промышленного предприятия является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок…

Реконструкция СЭС обогатительной фабрики

Расчёт электрических нагрузок

Общие сведения Первым шагом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения. ..

Электрическое оборудование ремонтной мастерской с разработкой устройства ограничения холостого хода сварочного трансформатора

2.6 Построение графика электрических нагрузок и определение мощности на вводе

электрооборудование ремонт трансформатор Существует большое количество различных методов для определения электрических нагрузок. Так как ремонтная мастерская относится к сельскохозяйственным объектам промышленного типа…

Электроснабжение

2.2 Анализ электрических нагрузок

Электрические нагрузки отдельных электрических приемников цеха зависят от технологического режима работы проводимых механизмов, аппаратов…

Электроснабжение кузнечного цеха машиностроительного завода

2.3 Картограмма и определение центра электрических нагрузок

Картограмма нагрузок представляет собой размещённые на генплане предприятия площади, ограниченные кругами, которые в определённом масштабе соответствуют расчётным нагрузкам цехов. ..

Электроснабжение цементного завода

1. определение расчетных электрических нагрузок

Краткая характеристика потребителей электрической энергии Краткая характеристика потребителей электроэнергии приведена в табл.1.1, 1.2 которые являются приемниками трехфазного переменного тока, частотой 50 Гц, напряжением 380/220 В. Таблица 1…

Электроснабжение цементного завода

Определение расчетных электрических нагрузок

К основным следует отнести методы определения расчетных нагрузок: 1) по установленной мощности и коэффициенту спроса: РР = КС * РН 2) по средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок: РР = КФ * Рс 3) по средней мощности и коэффициенту…

Электроснабжение цементного завода

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК, ПОСТРОЕНИЕ КАРТОГРАММЫ И ВЫБОР РАСПОЛОЖЕНИЯ ПИТАЮЩЕЙ ПОДСТАНЦИИ

Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой размещенные на генеральном плане окружности. ..

Расчет и особенности систем антиобледенения наружных площадок

Проблемы зимней эксплуатации наружных площадок, входных групп зданий, дорожек, лестниц

Выбор установленной мощности обогрева наружной площадки

Инженерные решения по обогреву наружных площадок различного назначения

— 1-я группа площадок: входные группы зданий, лестничные площадки, ступени, мостики, террасы.

— 2-я группа площадок: пандусы, автостоянки.

— 3-я группа площадок: тротуары, пешеходные дорожки, автомобильные проезды.

Управление системами антиобледенения площадок

— Терморегулятор DEVIreg™ 850 IV с источником питания

С наступлением зимы владельцы индивидуальных жилых домов, круглогодично эксплуатируемых дач и работники жилищно-коммунальных служб сталкиваются с хорошо знакомой проблемой, к примеру: вечером все радовались хорошей солнечной погоде, а утром обнаружили, что все вокруг засыпано плотным смерзшимся снегом или, что хуже, ступени лестниц, площадки и пешеходные дорожки покрылись хорошо примерзшим льдом!

Ручная очистка требует определенной аккуратности, так как, например, скребки для скалывания льда и фирна зачастую оставляют на поверхности асфальта или наземных облицовочных плиток неустранимые отметины. В последнее время зимняя погода характеризуется часто сменяющими друг друга оттепелями и заморозками, что доставляет определенные трудности эксплуатационным службам. Противогололедные реагенты в сочетании с обычным песком, конечно, помогают, но существует более современное решение в борьбе с обледенением: это — удобная, бесшумная, безопасная и экологически чистая автоматическая очистка наружных площадок от снега и льда — антиобледенительная система (АОС).

Саморегулирующийся контролируемый электрический кабель для обогрева всевозможных наружных площадок успешно применяется в странах со снежной зимой уже на протяжении 80 лет. Наружные АОС успешно растапливают лед и снег во входных группах зданий, на пешеходных переходах и автодорогах, на тротуарах, автомобильных стоянках, открытых лестничных пролетах и террасах, спортивных площадках, погрузочных дебаркадерах, въездных пандусах, мостах и даже на автомобильных трассах.

Выбор установленной мощности обогрева наружной площадки

Обогрев пешеходных и автомобильных подъездных дорог с целью предотвратить образование льда и скопление снега начали успешно применять в Западной Европе еще в середины ХХ века. Опыт применения кабельных систем обогрева показал, что принятые решения были правильными, подтверждающими оптимальные параметры таких систем.

Как известно, таяние снега и льда —— достаточно энергоемкий процесс, и в его основе лежит высокая теплоемкость воды во всех ее агрегатных состояниях. Поэтому весьма актуален вопрос об энергоэффективности кабельных систем обогрева, т.е. АОС должна решить свою задачу при умеренном потреблении электроэнергии. Это в значительной мере достигается применением современных систем управления с датчиками температуры, влажности и осадков, т.е. фактически представляющими собой мини-метеостанции.

Для расчета необходимой мощности АОС нужно четко представлять, что тепловой поток, создаваемый нагревательным кабелем, должен обеспечить эффективное таяние свежевыпавшего снега в динамическом режиме для предотвращения его накапливания и превращения в лед. Типовые параметры, которые обычно берутся в расчет системы антиобледенения: температура наружного воздуха —10 °С и выше при слабом ветре (5 м/с) и средней скорости выпадения снега (8 мм/час), в то время как при более низкой температуре выпадающий снег легкий и пушистый, и на открытых площадках при наличии ветра он обычно не накапливается и не превращается в лед. Поэтому терморегуляторы, управляющие обогревом, обычно настраиваются на автоматическое включение АОС при температуре выше —8…—3 °С.

Устанавливаемая удельная мощность складывается из трех составляющих:

• энергозатраты на нагревание снега на 3…5 °С при слабом ветре и его динамичное таяние в процессе выпадения требуют потока тепла 150…180 Вт/м²;
• мощность теплового потока теплоотдачи с поверхности снега или талой воды, рассеивающегося в воздушное пространство, составляет 170…200 Вт/м²;
• потери тепла через ограждающие конструкции: 35…100 Вт/м².

Основной задачей системы явля­ется плавление льда и снега, т.е. поддержание температуры на поверхности на несколько градусов выше 0 °С. Мощность потока тепла, справляющегося со своей задачей (таяние снега и льда), должна быть тем больше, чем ниже желательная температура воздуха, при которой будет начинаться процесс таяния. В приведенной таблице приве­дены значения удельной мощности (Вт/м²) и температуры окружающего воздуха, при которых система обеспечивает та­яние льда и снега, поддерживая температуру поверхности на уровне +3 °С. В расчетах коэффициент теплоотдачи с поверхности снега принят равным 23 Вт/(м²·К).

Если пользователь АОС не располагает необходимой выделенной мощностью, можно организовать так называемое «веерное включение» системы обогрева. Для этого надо разбить всю площадь обогрева на две или более зон и обогревать площадку последовательно, частями.

Есть еще один способ: при проектировании уменьшить зону обогрева — например, обогреть только две колесные колеи вместо площади всего проезда для автомобиля и т.д. При ограниченной разрешенной мощности можно спроектировать заранее систему обогрева с мощностью на 20…30 % меньше. В таком случае температура воздуха, при которой может начаться таяние снега, повышается, и процесс таяния выпавшего снега будет более длительным. При пониженной мощности следует предусмотреть слой теплоизоляции, что ускорит процесс таяния и уменьшит расход электроэнергии.

Преимущества теплоизоляции очевидны для отдельно расположенных конструкций, таких как пандусы или мосты, лестницы и других. Кроме того, она должна предусматриваться для свободных сторон конструкций.

Как видно из таблицы, уменьшаются теплопотери системы обогрева, например моста при увеличении толщины слоя теплоизоляции. В приведенном примере температура воздуха —3 °С и скорость ветра 4,5 м/с.

Инженерные решения по обогреву наружных площадок различного назначения

Системы стаивания снега и льда, разработанные компанией DEVI, могут обогревать площадки, покрытые асфальтом, бетоном, натуральным камнем, керамогранитом или тротуарной плиткой. Поддерживая наружную поверхность свободной ото льда и снега, АОС, управляемая терморегулятором-метеостанцией, следит за атмосферными осадками и при правильной настройке включает обогрев, как только возникает опасность обледенения или накопления снега. Таким образом, задача антиобледенительной системы наружных площадок — не устранять последствия снегопада и заморозков, а предотвращать нежелательные явления. Такая ориентация работы системы повышает в целом ее экономичность.

Для снижения теплопотерь и увеличения экономичности особенно рекомендуется устанавливать теплоизоляционный слой в системах обогрева наружных площадок. Обычно это экструдированный жесткий пенополистирол с плотностью 30…50 кг/м³ и толщиной от 50 до 200 мм. Этот материал выдерживает нагрузку от проезжающих большегрузных автомобилей, если будет покрыт слоем бетона толщиной не менее 50 мм.

Компания DEVI предлагает целый набор нагревательных кабелей и матов, предназначенных для обогрева наружных площадок, ступеней открытых террас. Это — кабели DEVIsnow™ 30T, DEVIsafe™ 20T, DEVIbasic™ 20S, DEVIasphalt™ 30T (с погонной мощностью 20 или 30 Вт/м), DEVIsport™ (погонная мощность определяется расчетом) и маты DEVIsnow™ 300T, DEVIasphalt™ 300T (с удельной мощностью 300 Вт/м²). Нагревательные кабели выбираются из существующей номенклатуры заводских нагревательных секций с такой номинальной мощностью, чтобы на 1 м² обогреваемой площади приходилось 300…500 Вт/м² в соответствии с приведенными рекомендациями в настоящей статье или в Техническом каталоге DEVI. Шаг укладки (расстояние от центра одной кабельной петли до центра соседней) определяется простым делением величины площади обогрева на длину выбранной нагревательной секции.

Рассмотрим структуру обогреваемых площадок различного назначения.

1-я группа площадок: входные группы зданий, лестничные площадки, ступени, мостики, террасы.

1. Верхний слой — бетонная плита или наливной пол.
2. Нагревательный кабель DEVIsnow™ 30T, DEVIsafe™ 20T, DEVIbasic™ 20S в стяжке
3. Монтажная лента DEVIfast™, DEVIclip™ или арматурная сетка.
4. Основание с хорошей теплопроводностью (бетон).
5. Теплоизоляция (опционально).

2-я группа площадок: пандусы, автостоянки.

1. Верхний слой — бетонная плита, асфальтовая мастика или асфальтобетон.
2. Песчаная подушка, бетон или асфальтобетон.
3. Нагревательный кабель DEVIsnow™ 30T, DEVIsafe™ 20T, DEVIbasic™ 20S, DEVIasphalt™ 30T.
4. Монтажная лента DEVIfast™, DEVIclip™ или арматурная сетка.
5. Несущий слой из щебня/бетона существующего слоя асфальта.
6. Изоляция (опционально, улучшает тепловые характеристики несущего слоя).
7. Грунт.

Примечание. Если нагревательные кабели или маты заливаются напрямую асфальтовой мастикой или устанавливаются в горячий асфальтобетон, то в этом случае следует устанавливать кабели DEVIasphalt™ 30T или нагревательные маты DEVIasphalt™ 300T, способные в течение короткого времени выдерживать температуру 240 °С.

Справка. Асфальтовая мастика представляет собой густую смесь, состоящую из би­тума и наполнителей (щебень, песок, известняковый порошок). При ис­пользовании асфальтовой мастики с нагревательными кабелями в качестве наполнителя необходимо использовать щебень небольших фракций (с характерным размером до 8 мм).

Дорожный асфальтобетон обычно состоит из 5 % асфальтного/битум­ного цемента и 95 % наполнителя (щебень, песок и гравий). Необходимая температура для уклад­ки может меняться в зависимости от характеристик асфальта или битума, и обычно составляет 130…150 °С. Асфальтобетон следует укладывать в два слоя. Первый слой дорожного асфальта укладывается с помощью ручного катка. Укладка второго слоя допу­скается с применением легкого дорожного катка с нагрузкой до 500 кг. Общая толщина асфальтобетона не должна быть меньше 5 см.

3-я группа площадок: тротуары, пешеходные дорожки, автомобильные проезды.

1. Верхний слой — плиты тротуарные или бетонная стяжка.
2. Песчаная подушка.
3. Нагревательный кабель DEVIsnow™ 30T, DEVIsafe™ 20T, DEVIbasic™ 20S.
4. Монтажная лента DEVIfast™, DEVIclip™ или арматурная сетка.
5. Несущий слой щебня.
6. Изоляция (опционально, улучшает тепловые характеристики несущего слоя).
7. Грунт.

Крепление нагревательного кабеля

При установке нагревательного ка­беля рекомендуется использовать оцинко­ванную металлическую монтажную ленту DEVIfast™. Лента крепится к ос­нове (бетону) короткими (30…35 мм) гвоздями диаметром 3,5 мм и монтируется параллельны­ми линиями обычно с шагом 50 см или 2 м на каждый квадратный метр площади установки кабеля.

Управление системами антиобледенения площадок

В идеале — АОС должна включаться, когда начинает идти «мокрый снег», и выключаться с окончанием снегопада и полным таянием свежевыпавшего снега в обогреваемых зонах. Фактически количество дней с таким «мокрым снегопадом» и опасностью образования наледи в средней полосе России за весь осенне-зимне-весенний сезон эксплуатации обычно набирается не более 30–40. Поэтому «точная реакция» системы управления на погодные условия оказывается важнейшим фактором в задаче повышения энергоэффективности работы АОС.

Простейшая система управления, работающая в заранее установленном диапазоне температуры окружающего воздуха, например —7…+3 °С, не обеспечивает экономичную работу АОС, так как не контролирует текущее состояние площадки (лед, снег) и осадки, а просто работает в наиболее «опасном» температурном диапазоне. Однако практика показала, что работающие по этому принципу терморегуляторы (DEVIreg™ 316) оказались самыми востребованными для объектов обогрева с относительно небольшой установленной мощностью (до 6 кВт) благодаря своей невысокой стоимости. При эксплуатации DEVIreg™ 316 следует сочетать автоматическое управление с ручным отключением обогрева, когда наступает длительный период без атмосферных осадков.

Для управления простыми или маломощными системами рекомен­дуется использование терморегулятора с датчиком температуры покрытия площадки. Терморегулятор DEVIreg™ 330 (+5…45 °C) с креплением на DIN-рейку рекомен­дуется как стандартное решение. Для настенного монтажа или для установки на трубе также может использоваться DEVIreg™ 610 (IP44), который можно установить на улице. Альтернативой для контроля не­больших площадей около частных домов может быть комнатный настен­ный терморегулятор DEVIreg™ 130. Стандартные выносные датчики температуры терморегуляторов имеют 2-жильный провод длиной 3 метра. Нарастить его длину можно любым удобным способом. Например, при удлинении до 50 м вполне подойдет контрольный 2-жильный неэкранированный провод 2×1,5 мм².

Для крупных объектов с большой установленной мощностью (свыше 6 кВт) оправданно применение терморегулятора-метеостанции DEVIreg™ 850 IV с прецизионным цифровым управлением.

Терморегулятор DEVIreg™ 850 IV с источником питания

За счет точного контроля атмосферных осадков и состояния зон обогрева можно получить экономию электроэнергии до 75 % по сравнению с DEVIreg™ 316. По данным наблюдений за работой АОС в условиях снежной зимы при управлении DEVIreg™ 850 зарегистрировано общее время работы — 535 часов — с ноября по март. Это очень высокий показатель экономичности работы АОС, достигнутый благодаря прецизионному цифровому управлению.

Для больших антиобледенительных систем установленная мощность может составить несколько десятков киловатт, и на первый план выходит вопрос об экономичном управлении. В этом случае применение микропроцессорного терморегулятора DEVIreg™ 850 IV как нельзя кстати! Терморегулятор DEVIreg™ 850 IV 4-го поколения представляет собой «метеостанцию в миниатюре», которая различает осадки (снег/дождь), точно определяет моменты включения/выключения нагрева кабелей, основываясь на прецизионном измерении влажности и температуры, оценивает текущее состояние обогреваемой зоны и осуществляет самоконтроль возможных неисправностей. Контроль над состоянием площадки и текущими осадками осуществляется датчиками грунта D850 G1 Sensor, которых может быть от одного до четырех.

DEVIreg™ 850 IV имеет два непотенциальных выхода с нагрузочной способностью 16 А, 250 В и один выход «Alarm» для обеспечения самоконтроля работы аппарата. Прибор имеет информационный дисплей и устанавливается в электрощит на профиль DIN. В память аппарата заложены специальные программы управления АОС с различными алгоритмами управления для обогрева площадки (а также и крыши). Возможна модификация программ через порт RS232. Удобство цифровых датчиков с кодовым управлением заключается в том, что нет необходимости вести контрольную линию от каждого датчика к терморегулятору. Достаточно провести единую 4-проводную шину и в удобном месте подсоединить к ней любой из четырех датчиков. Датчики для площадок D850 G1 Sensor имеют конструкцию, максимально адаптированную к выполнению своих функций, а также высокую степень защиты от проникновения пыли и влаги (IP67) и допускают проезд по ним большегрузных автомобилей.

Установка максимального количества датчиков (4 шт.) и активация режима работы с «приоритетом», когда выбирается наиболее важная зона управления, которой отдается предпочтение в работе, обеспечивают наиболее экономичный режим работы.

При использовании терморегулятора-метеостанции оптимизация энергопотребления заключается в правильном подборе параметров управления: температуры таяния, чувствительности к влаге, базовой температуры, времени постпрогрева, применительно к конкретному объекту. Наиболее точно это можно сделать только в процессе эксплуатации, на что необходимо обращать внимание заказчика.

Терморегулятор DEVIreg™ 850 IV быстро завоевал популярность благодаря высокой надежности, удобству в работе и высокой экономичности управления. На дисплей выводится подробная информация о режиме работы системы, параметрах настройки и состоянии датчиков.

Наверх ↑

25. Расчет электрической нагрузки по коэффициенту расчетной активной мощности.

Различие метода упорядоченных диаграмм графиков нагрузки и ме­тода расчета по коэффициенту расчетной активной мощности заключается в замене коэффициента максимума K_м в соотношении

 K_м = Р_М / Р_С (20)

коэффициентом расчетной активной мощности K_Р.

Основной расчетной величиной в сетях до 1 кВ является коэффициент расчетных нагрузок K_Р, который зависит от: эффективного числа ЭП, коэффи­циента использования и постоянной времени нагрева, то есть по соотношению (12).

Расчетные нагрузки на сборных шинах 6–10 кВ РП, ТП и ГПП опре­деляют с помощью коэффициента одновременности K_о, зависящего от коэффициентов использования и числа присоединений 6–10 кВ на этих сбор­ных шинах.

При расчетах электрических нагрузок должны быть отдельно определены нагрузки ЭП особой группы I категории и нагрузки ЭП III категории.

3.2. Порядок расчета для элемента узла следующий:

3.2.1. Составляется перечень (число) силовых электроприемников с указанием их номинальной Р_ном(i) (установленной) мощности.

3.2.2. Определяется рабочая смена с наибольшим потреблением электроэнер­гии и выделяются характерные сутки.

3.2.3. Описываются особенности технологического процесса, влияющие на электропотребление, выделяются электроприемники с высокой неравномерностью нагрузки.

3.2.4. Исключаются из расчета (перечня):

 -ЭП малой мощности;

 — резервные ЭП;

 — включае­мые эпизодически.

3.2.5. Определяются группы т электроприемников, имеющих одинаковый тип (режим) работы, и выделяются из них j-е подгруппы, j = 1,…, m, имеющие одинаковую величину индивидуального коэффициента использования K_и(i).

3.2.6. Выделяются ЭП одинакового режима работы и определя­ется их средняя мощность

 , (21)

где Р_ном(i) – номинальная мощность отдельного i-го ЭП.

3.2.7. Вычисляется средняя реактивная нагрузка

 , (22)

где  – коэффициент реактивной мощности, соответствующий средневз­вешенному коэффициенту мощности соs φ, характерному для i-го ЭП.

3.2.8. Находится групповой коэффициент использования K_и активной мощности

 , (23)

где Р_ном(j) – установленная мощность группы ЭП.

3.2.9. Рассчитывается эффективное число ЭП в группе из п их числа:

 , (24)

где п_э – число однородных по режиму работы ЭП одинако­вой мощности, которое дает то же значение расчетного максимума Р_mах, что и группа ЭП, различных по мощности и режиму работы. Если число ЭП в группе более четырех допускается принимать п_э равным п (действительному числу ЭП) при условии, что от­ношение номинальной мощности наибольшего ЭП Р_{ном(mах)} к номинальной мощности меньшего Р_ном(min) меньше трех. При этом при определении значения п допускается исключать мелкие ЭП, суммарная мощность которых не превышает 5 % номинальной мощности всей группы.

3.2.10. По справочным данным в зависимости от значений, полученных из (23) и (24) и постоянной времени нагрева Т_0, принимается значение расчетного коэффициента K_p.

3.2.11. Определяется расчетный максимум нагрузки

 . (25)

Значение расчетного коэффициента активной мощности K_р для Т₀= 10 мин – сетей напряжением до 1 кВ, питающих 2УР, приведены в табл. 2. Для ЗУР постоянная нагрева Т₀ = 2,5 ч и при п_э > 50 и K_и ≤ 0,5 K_р = 0,7; K_и > 0,5; K_р = 0,8. Для кабелей, образующих высоковольтные сети 6–10 кВ по­требителей, K_р = 1.

Упрощенно эффективное число приемников для цеха

 , (26)

где Р_ном(max) – номинальная мощность наиболее мощного ЭП цеха.

Электрические нагрузки отдельных узлов системы электроснабжения в сетях напряжением выше 1 кВ (находящиеся на 4УР, 5УР) рекомендуется опре­делять аналогично с включением потерь в трансформаторах.

В начало

Как рассчитать производственную мощность завода?

Производительность завода в первую очередь выражается в общем количестве машин, которые имеет завод.Во-вторых, сколько штук фабрика производит в день для конкретной продукции? Как правило, общее количество машин на заводе в течение определенного периода остается неизменным. Но в течение сезона фабрика может производить различные виды продукции. В зависимости от категории продукта (стиля) требования к оборудованию могут меняться, а среднесуточное производство каждого стиля может меняться. Таким образом, чтобы быть конкретным при бронировании заказов, планировщик должен точно знать, сколько мощностей ему нужно для обеспечения заказа в заданный период времени.

1. Производственная мощность в часах
2. Продукт SAM
3. Производительность линии (средняя)

1.Расчет производственной мощности (в часах):
Проверьте, сколько машин имеет завод и сколько часов завод работает в день. Например, предположим,

Общее количество машин = 200
Часов смены в день = 10 часов
Таким образом, общая производственная мощность завода (в часах) = 200 * 10 часов = 2000 часов

Расчет производственной мощности (в штуках):
После получения вышеуказанной информации используйте следующую формулу для расчета производственной мощности.

Производственная мощность (в штуках) = (Производительность в часах * 60 / продукт SAM) * эффективность линии

= (2000 * 60/25) * 50% штук
= (2000 * 60 * 50) / ( 25 * 100) штук
= (6000000/2500) штук
= 2400 штук

Обновления:
С течением времени я получал вопросы по этой статье в поле для комментариев. Что в настоящее время не отображается после обновления сайта. Вы можете просмотреть старые комментарии к этому сообщению здесь.Я добавил в сообщение несколько избранных вопросов и ответил на них. Надеюсь, вы найдете это добавление полезным.

Q-1: Швейная линия включает в себя шитье m / c, а также прессование m / c, нужно ли нам использовать все m / c или только шить m / c для производственных мощностей? любезно поясните.

Q-2: Как мы оцениваем эту 50% эффективность? И как это влияет на SAM?

Q-3: Учитывая формулу выше. что, если у вас есть 5 продуктов с разными SAM …
продукт A — 5 минут
продукт B — 10 минут
продукт C — 15 минут
продукт D — 20 минут
продукт E — 25 минут
Как я могу рассчитать производственную мощность ? Спасибо и больше сил (надеюсь на ответ).

Ответ: Вы можете рассчитать производственную мощность завода, производящего продукцию различных SAM. Здесь вы знаете

• SAM продукта для всех 5 различных продуктов
• Найдите среднюю эффективность линии по продукту.
• Рассчитайте общую мощность в часах. У вас уже есть данные о мощности машины в часах в день. (показано на шаге №1)

В-4: Если нет, это не сработает.продуктов очень много. Скажем, существует 100 типов продуктов, и все они производятся на одном и том же оборудовании, и это занимает разное время, поэтому нет уверенности в требованиях к продукту, тогда как кто-то может рассчитать установленную мощность.

В таком сценарии не фиксируйте / показывайте заводскую мощность по частям. Вы можете сохранить производительность своей машины в часах в день, так как она останется прежней.

Рассчитайте производственную мощность только для текущих заказов / текущих стилей или для будущих стилей. Подготовьте отдельный отчет о мощности для каждого типа продукта с указанием временных рамок. Например, предположим, что у вас есть 100 швейных машин, и в настоящее время вы делаете только футболку и рубашки.Из этих 100 швейных машин 20 предназначены для изготовления футболок (5 минут SAM) и 80 машин предназначены для изготовления рубашек (20 минут SAM). Линия футболки работает с эффективностью 90%, а линия рубашки работает с уровнем эффективности 70%.

Таким образом, мощность вашего завода будет такой, как показано ниже. (см. Таблицу -3)

• 100 швейных машин,
• 800 часов в сутки,
Производственная мощность
• 1728 единиц футболок и 1344 единицы рубашек в сутки.

Предположим, через месяц у вас есть заказ на изготовление рубашки-поло и брючного фасона.Итак, на 20 машинах выделяют рубашки-поло, а на других 80 машинах изготавливают брюки. Рассчитайте производственную мощность завода отдельно, как указано выше. Вы можете увеличить / изменить количество машин для продуктов в соответствии с требованиями. Если вы получаете заказ из нескольких товаров одновременно, вы рассчитываете объем продукта в штуках в соответствии с машиной, которую вы будете выделять для каждого стиля. См. Ответ ниже.

Q-5: Подойдет ли этот расчет для другой отрасли, кроме швейной? Я промышленный инженер хотел знать, как я рассчитываю производство для листового металла или обрабатывающей промышленности, пожалуйста, не могли бы вы объяснить в отношении других машин, таких как токарный, фрезерный и бурение.

Производственная мощность = (Доступное время машины / Время, необходимое для изготовления одной детали)

Если у вас есть какие-либо вопросы, вы можете задать их мне, разместив свой вопрос в поле для комментариев.

% PDF-1.7 % 2386 0 объект > эндобдж xref 2386 78 0000000016 00000 н. 0000003901 00000 н. 0000004443 00000 н. 0000004497 00000 н. 0000004627 00000 н. 0000004784 00000 н. 0000005144 00000 п. 0000005573 00000 п. 0000005612 00000 н. 0000005869 00000 н. 0000007496 00000 н. 0000007972 00000 п. 0000008087 00000 н. 0000008338 00000 п. 0000008906 00000 н. 0000009294 00000 п. 0000009545 00000 н. 0000009988 00000 н. 0000010245 00000 п. 0000010731 00000 п. 0000011142 00000 п. 0000011400 00000 п. 0000011812 00000 п. 0000043059 00000 п. 0000079786 00000 п. 0000097040 00000 п. 0000119528 00000 н. 0000141071 00000 н. 0000143722 00000 н. 0000144178 00000 п. 0000144575 00000 н. 0000197626 00000 н. 0000197701 00000 н. 0000197805 00000 н. 0000197899 00000 н. 0000197956 00000 н. 0000198070 00000 н. 0000198127 00000 н. 0000198296 00000 н. 0000198352 00000 н. 0000198604 00000 н. 0000198852 00000 н. 0000199067 00000 н. 0000199123 00000 н. 0000199341 00000 п. 0000199557 00000 н. 0000199683 00000 н. 0000199739 00000 н. 0000199867 00000 н. 0000199923 00000 н. 0000200126 00000 н. 0000200182 00000 н. 0000200322 00000 н. 0000200540 00000 н. 0000200656 00000 н. 0000200712 00000 н. 0000200828 00000 н. 0000200884 00000 н. 0000201002 00000 н. 0000201058 00000 н. 0000201180 00000 н. 0000201236 00000 н. 0000201340 00000 н. 0000201395 00000 н. 0000201452 00000 н. 0000201590 00000 н. 0000201647 00000 н. 0000201791 00000 н. 0000201848 00000 н. 0000202014 00000 н. 0000202069 00000 н. 0000202126 00000 н. 0000202183 00000 н. 0000202240 00000 н. 0000202297 00000 н. 0000202354 00000 н. 0000003677 00000 н. 0000001898 00000 н. трейлер ] / Назад 1759793 / XRefStm 3677 >> startxref 0 %% EOF 2463 0 объект > поток h ޴ ТИП & B $ & 4D B`4 J- @ h- RT «б.ʠA j; 2 [J) ~ Ly;

Простой калькулятор нормированной стоимости энергии (LCOE) Документация | Энергетический анализ

Это простой калькулятор LCOE для получения метрики, позволяющей сравнивать комбинацию капитальных затрат, Затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание, производительность и топливо. Обратите внимание, что это не включает вопросы финансирования, проблемы со скидками, будущие затраты на замену или деградацию и т. д.что потребуется быть включенным для более сложного анализа.

Финансовые предположения

Установите ползунки на подходящие значения для балансового срока в годах и ставки дисконтирования. В Ставка дисконтирования может быть номинальной или реальной. Используя периоды и ставку дисконтирования, рассчитываем коэффициент возврата капитала (CRF). Коэффициент возврата капитала — это отношение постоянной ренты к текущей стоимости. получения этой ренты в течение определенного периода времени.n] -1}

, где n — количество полученных аннуитетов. Это связано с формулой аннуитета, что дает приведенную стоимость с точки зрения аннуитета, процентной ставки и количество аннуитетов. Если n = 1, CRF уменьшается до 1 + i. Когда n стремится к бесконечности, CRF переходит к i (Источник: 1).

Стоимость и производительность

Установите ползунки на подходящие значения для каждого значения стоимости и производительности.

Простой расчет приведенной стоимости энергии

Простая нормированная стоимость энергии рассчитывается по следующей формуле:

sLCOE = {(овернайтные капитальные затраты * коэффициент возмещения капитала + фиксированные затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание) / (8760 * коэффициент мощности)} + (стоимость топлива * тепловая мощность) + переменные затраты на ЭиТО.

Если стоимость овернайта измеряется в долларах за установленный киловатт ($ / кВт), Коэффициент возврата капитала — это доля, рассчитанная, как описано выше.Фиксированная операция и затраты на техническое обслуживание (O&M) в долларах за киловатт-год ($ / кВт-год) и переменные O&M. затраты в долларах за киловатт-час ($ / кВтч).

В знаменателе 8760 указано количество часов в году, а коэффициент мощности равен доля от 0 до 1, представляющая часть года, в которую электростанция генерирующая мощность.

Стоимость топлива выражается в долларах за миллион британских тепловых единиц ($ / MMBtu) и тепловой поток измеряется в британских тепловых единицах на киловатт-час (БТЕ / кВтч).Стоимость топлива не является обязательным, так как некоторые генерирующие технологии, такие как солнечная и ветровая энергия, не имеют топлива расходы.

Нормированная стоимость энергии (LCOE, также называемая приведенной стоимостью энергии или LEC) — это стоимость выработки энергии (обычно электричества) для конкретной системы. Это экономический оценка стоимости энергогенерирующей системы, включая все затраты сверх срок его службы: первоначальные вложения, эксплуатация и обслуживание, стоимость топлива, стоимость столица.Расчет чистой приведенной стоимости выполняется и решается таким образом, что для выбранной стоимости LCOE чистая приведенная стоимость проекта становится равной нулю (Источник: 2, 3).

Это означает, что LCOE — это минимальная цена, по которой энергия должна продаваться за энергетический проект выйти на уровень безубыточности.

Обычно LCOE рассчитываются на срок службы от 20 до 40 лет и приводятся в денежные единицы за киловатт-час, например, доллар США / кВтч, евро / кВтч или мегаватт-час.

При сравнении LCOE для альтернативных систем важно определить границы системы и затрат, которые в нее включены. Например, если передачи линии и системы распределения должны быть включены в стоимость? Если НИОКР, налоги и экология включены ли исследования воздействия? Если стоимость воздействия на здоровье населения и окружающую среду ущерб быть включен? Следует ли включать расходы на государственные субсидии в рассчитанные LCOE?

Другой ключевой вопрос — это решение о величине учетной ставки i.Значение это выбрано, потому что я часто могу «взвесить» решение в пользу того или иного варианта, поэтому однозначно необходимо тщательно изучить основу для выбора скидки. Скидка ставка зависит от стоимости капитала, в том числе от остатка заемного финансирования и долевое финансирование, и оценка финансового риска.

Источники:

1. Авторы Википедии, «Фактор восстановления капитала», Википедия, Бесплатная энциклопедия (по состоянию на 3 июня 2010 г.).
2. авторов Википедии, «Нормированная стоимость энергии», Википедия, Бесплатная энциклопедия (по состоянию на 3 июня 2010 г.).
3. Уолтер Шорт, Дэниел Дж. Пэки и Томас Холт, Руководство по экономической оценке энергоэффективности и технологий использования возобновляемых источников энергии, NREL / TP-462-5173, март 1995 г.

National Grid — Расчет ICAP

Установленная мощность (ICAP) для каждого объекта обслуживания нагрузки (LSE) рассчитывается NYISO на основе информации, предоставленной National Grid.Отчетный ICAP основан на совокупном вкладе клиентов каждой LSE в пиковую нагрузку NYISO в течение предшествующего года. Взносы отдельных клиентов (теги) оцениваются ежегодно. Затем рассчитываются ежедневные потребности LSE путем отслеживания изменений в регистрации клиентов и соответствующего переноса нагрузки. Вклад клиентов в ICAP оценивается либо на основе их фактического использования в час пик, если счет для клиента выставляется на основе данных за интервал, либо на основе профилей нагрузки, если они выставляются на основе формы нагрузки.

Подробная информация о методологии National Grids для расчета вклада каждого потребителя в ICAP (pdf) для энергетического года, начинающегося 5/1/21.

National Grid предоставляет значения ICAP для индивидуальных учетных записей по запросу. Утвержденный ESCO может получить значения ICAP для потенциальных и существующих клиентов, отправив транзакцию исторического использования EDI. Если значение ICAP не может быть получено через EDI, то билет необходимо будет запросить через портал «Прямо сейчас» по адресу http: // esco.custhelp.com. Пожалуйста, укажите номера счетов, для которых вы запрашиваете получение значений ICAP. Если вы запрашиваете более 25 учетных записей, предоставьте вложение в электронном письме в формате Excel или в текстовом формате, содержащее все номера учетных записей, для которых вы запрашиваете значения ICAP.

Более подробную информацию можно найти в разделе «Требования ICAP», посетив сайт www.nyiso.com.

Чтобы просмотреть профили нагрузки (включая коды профиля нагрузки EDI), используемые для сверки по ISO для пятнадцати классификаций услуг, посетите раздел «Профили нагрузки».

Ссылки, отмеченные «(pdf)», находятся в формате PDF и поддерживают Adobe Acrobat 5.0 и более поздних версий. Загрузите Adobe Reader, бесплатное программное обеспечение для просмотра и печати файлов PDF.

Как рассчитать простую нормированную стоимость энергии для солнечной энергии | Калькулятор LCOE

Прочтите статью полностью или перейдите к нашему бесплатному калькулятору LCOE внизу этой страницы.

LCOE, или нормированная стоимость энергии — это термин, который описывает стоимость энергии, производимой солнечными батареями в течение определенного периода времени, обычно гарантированный срок службы системы. Приобретая солнечную энергию, вы, по сути, создаете хеджирование против роста затрат на коммунальные услуги, устанавливая ставку за кВт / ч на известной стоимости.

Обратите внимание: Этот простой расчет не учитывает NPV (чистую приведенную стоимость), которая является критическим компонентом при расчете истинной LCOE. Чтобы вникнуть в детали более подробно, прочтите эту фантастическую статью от Solar Power World.

Еще один термин, используемый для описания LCOE, — это цена за кВтч в течение срока службы системы. Вот еще одна статья о LCOE от NREL.

Простой способ взглянуть на LCOE — это мера стоимости электроэнергии. По сути, вы просто разбиваете стоимость солнечной энергии на те же значения, которые вы платите за электроэнергию каждый месяц. т.е. стоимость за кВтч.

1. Общая стоимость системы. Это должно включать затраты на финансирование и вычесть любые полученные льготы, такие как налоговые льготы и амортизация.
2. Сколько энергии будет производить солнечная батарея за период, который вы хотите рассчитать LCOE? (Мы предлагаем использовать гарантийный период, 25 лет)

1. Сначала определите чистую стоимость системы:

Общая стоимость системы: 125000 долларов США (солнечная система мощностью 50 кВт)

Минус налоговые льготы: — 75 000 долларов США

ЧИСТАЯ СТОИМОСТЬ СИСТЕМЫ: 50 000 долларов США

2. Затем определите общее производство кВтч за период, для которого вы хотите рассчитать LCOE.Мы будем использовать 25-летний гарантийный период:

кВтч ежегодно производится за вычетом сниженной производительности x 25 лет (ПРИМЕЧАНИЕ: все оценки, которые мы делаем, включают снижение производительности в течение гарантийного периода)

62,500 кВтч / год

62,500 * 25 лет = 1 562 500 ВСЕГО ПРОИЗВОДИТЕЛЬНЫХ кВтч

3. И наконец, рассчитайте LCOE, используя две цифры выше. Разделите ЧИСТУЮ СТОИМОСТЬ СИСТЕМЫ на ОБЩУЮ ПРОИЗВЕДЕННУЮ кВтч:

50 000 долларов (чистая стоимость) / 1 562 500 (общая выработка кВтч) =.032 за кВтч

Не так уж и плохо. 3,2 цента за кВтч! Это выглядит неплохо по сравнению с тарифом одной из крупнейших коммунальных компаний в Айове 14,5 цента за кВтч!

Воспользуйтесь нашим бесплатным калькулятором

Модель и приложение расчета мощности жилых помещений с использованием возобновляемых источников энергии с учетом уровня использования межпровинциальной связи | Защита и контроль современных энергетических систем

Чтобы проверить достоверность модели расчета мощности возобновляемых источников энергии в этом документе, она применяется к расчету мощности размещения возобновляемых источников энергии в регионе «три севера» в 2020 году, в основном для проверки влияние уровня использования межобластных соединительных линий на мощность размещения возобновляемых источников энергии.

Расположение соединительных линий в районе «три севера» Китая

Северо-западный Китай: он разделен на пять зон. В связи с серьезной проблемой отказа от ветряных и фотоэлектрических систем в провинциях Ганьсу и Синьцзян в настоящее время необходимо детально изучить важные провинциальные участки в этих двух зонах. Зоны связаны с системами вне округа через межобластные линии электропередачи, в основном соединительные линии UHVDC. Сеть Северо-Западного Китая соединена с Сетями Северного Китая, Восточного Китая, Центрального Китая и Тибета с помощью каналов передачи постоянного или сверхвысокого напряжения постоянного тока, как показано на рис.3.

Граничная карта Северо-Западного региона Китая

Северо-Восточный Китай: он разделен на четыре зоны, в основном с провинциальными административными районами как независимыми зонами. Каждая зона соединена межпровинциальными связями. Сеть Северо-Восточного Китая соединена с Сетью Северного Китая через постоянный ток Gaoling, проект реконструкции электростанции Суйчжун и соединительную линию UHVDC Захрут-Цинчжоу, как показано на рис. 4.

Карта связующих линий Северо-восточного региона Китая

Северный Китай: он разделен на шесть зон, в основном с провинциальными административными районами как независимыми зонами.Хэбэй разделен на две зоны: Северный Хэбэй и Южный Хэбэй. Каждая зона связана межпровинциальными связующими линиями и связана с внешней частью зоны межрегиональными линиями связи переменного и постоянного тока. На обменную способность соединительных линий влияет безопасность и стабильность. Сеть Северного Китая соединена с сетями Восточного Китая, Центрального Китая, Северо-Западного Китая и Западной Монголии с помощью каналов передачи переменного или постоянного тока, как показано на рис. 5.

Карта линий связи северного региона Китая

Граничные условия

Принимая во внимание уровень использования межобластных и межрегиональных соединительных линий, при расчете допустимой мощности возобновляемых источников энергии в регионе «три северных» Китая необходимо учитывать различные граничные условия энергосистемы, в том числе настройки системного резерва, максимум минимальная техническая мощность обычных тепловых энергоблоков, уровень нагрузки системы и т. д., как показано в таблице 1.

Следует отметить, что для облегчения расчета практических инженерных случаев расчетные граничные условия, принятые в этой статье, были упрощены, что влияющие на размещение возобновляемых источников энергии.

Настройка сценария

Чтобы сравнить и проанализировать достоверность расчетной модели, настроены четыре различные схемы для проверки достоверности модели.Как показано в таблице 2, основными факторами являются источник питания, электросеть и нагрузка. Среди них сторона энергоснабжения в основном учитывает минимальные ограничения запуска тепловой мощности относительно фиксированными, а сторона энергосистемы в основном рассматривает уровень использования каналов передачи внутри и между провинциями, например, ограничение стабильности, ограничение мощности и ограничение кривой, а сторона нагрузки — это относительно фиксированный. Чтобы лучше проверить влияние уровня использования межпровинциальных соединительных линий на возможности размещения возобновляемых источников энергии, ограничения на стороне нагрузки и мощности относительно фиксированы, в то время как сторона сети в основном учитывает ограничения стабильности системы и ограничения мощности межпровинциальных и межпровинциальных -региональные каналы.Уровень использования межобластных соединительных линий повышается, в свою очередь, в схемах 1–4 увеличивается. Основные данные в этой статье взяты из китайского «13-го пятилетнего» планирования электроэнергетики [24].

В частности, в этом документе основное внимание уделяется влиянию межпровинциальных связей на возможности использования возобновляемых источников энергии, и ограничение стабильности является одним из важных факторов. Это ограничение учитывается при анализе расчетной модели. То есть предел мощности соединительных линий устанавливается в процессе анализа моделирования, который обычно превышает предел мощности при ограничениях плана управления питанием.Это определяется физическими параметрами самой энергосистемы. Однако конкретные причины в этой статье подробно не обсуждаются.

Пример результатов

Пример результатов для Северо-Западного Китая

Согласно расчетам, мощность размещения возобновляемых источников энергии по 4 расчетным схемам в Северо-Западном Китае в 2020 году показана на рис. 6.

Энергия ветра и фотоэлектрическая энергия мощность размещения в Северо-Западном регионе

Без учета межобластной биржи электроэнергии и межрегиональных каналов передачи, мощность размещения местной ветровой и фотоэлектрической энергии в Северо-Западном Китае составляет 12 500 и 10 000 МВт, соответственно.

После рассмотрения межпровинциального обмена и межрегиональной передачи, установленная мощность ветровой и фотоэлектрической энергии в Северо-Западном Китае может быть увеличена до 23 000 и 18 600 МВт поочередно. На основе четкого межрегионального исходящего канала и разумного обмена электроэнергией между провинциями Северо-Западный Китай сможет принимать 40 900 МВт ветровой энергии и 36 800 МВт фотоэлектрической энергии в 2020 году. На этой основе, после дальнейшего увеличения межпровинциального обмена электроэнергией, возобновляемой Емкость размещения энергии может быть увеличена еще на 15.2%.

Пример результатов Северо-Восточного Китая

Предполагается, что мощность возобновляемых источников энергии на северо-востоке Китая по 4 расчетным схемам в 2020 году показана на рис. 7.

Ветровая и фотоэлектрическая мощность на северо-востоке регион

Без учета межобластного обмена электроэнергией и межрегиональных каналов передачи, местная мощность ветровой и фотоэлектрической энергии в Северо-Восточном Китае составляет 10 400 и 1300 МВт, соответственно.

После рассмотрения межобластного обмена и межрегиональной передачи, установленная мощность возобновляемых источников энергии в Северо-Восточном Китае может быть увеличена, в свою очередь, на 14 250 и 2600 МВт. На основе четкого межрегионального исходящего канала и разумного межобластного обмена электроэнергией, мощность размещения возобновляемых источников энергии в Северо-Восточном Китае в 2020 году составит 21 700 МВт ветровой энергии и 3450 МВт фотоэлектрической энергии. Исходя из этого, возможности размещения возобновляемых источников энергии будут значительно увеличены после дальнейшего увеличения обмена электроэнергией между провинциями.

Пример результатов для Северного Китая

Предполагается, что мощность размещения возобновляемой энергии по 4 схемам расчета в Северном Китае в 2020 году показана на рис. 8.

Мощность размещения ветровой и фотоэлектрической энергии в Северном регионе

Без учета межобластного обмена электроэнергией и межрегиональных каналов передачи, мощность размещения ветровой и фотоэлектрической энергии в Северном Китае составляет 8000 и 7000 МВт соответственно.

После рассмотрения межобластного обмена электроэнергией и межрегиональной передачи, установленная мощность размещения возобновляемых источников энергии в Северном Китае может быть увеличена до 19 300 и 17 500 МВт, в свою очередь.Основываясь на четком межрегиональном исходящем канале и разумном межпровинциальном обмене электроэнергией, мощность возобновляемых источников энергии в Северном Китае в 2020 году составит 26 000 МВт ветровой энергии и 22 500 МВт фотоэлектрической энергии. Исходя из этого, дальнейшее увеличение обмена электроэнергией между провинциями может еще больше увеличить мощность размещения возобновляемых источников энергии на 8,6%.

Всесторонний анализ

Результаты показывают, что емкость размещения возобновляемой энергии на Северо-Западе, Северо-Востоке и Северном Китае значительно увеличилась, а емкость размещения возобновляемой энергии значительно увеличилась после полного учета обменной емкости межпровинциальной и межрегиональной передачи переходов и повышение уровня их использования, включая ограничение кривой, ограничение электричества и ограничение стабильности.Максимальная вместимость трех регионов составляет 89 500, 38 400 и 52 700 МВт соответственно. Можно видеть, что уровень использования пропускной способности межобластных и межрегиональных соединительных линий может значительно улучшить уровень использования возобновляемых источников энергии.

Схема 1 не рассматривает использование межпровинциальных каналов передачи линий связи, то есть основного способа поглощения возобновляемой энергии в провинции, и все виды каналов передачи ограничены фиксированными кривыми.Результаты показывают, что уровень использования возобновляемых источников энергии в Северо-Западном, Северо-Восточном и Северном Китае очень низок, намного меньше установленного масштаба для каждого региона.

На основе схемы 1 схема 2 добавляет использование провинциальных каналов передачи и межобластных каналов в региональной энергосистеме. Провинциальные каналы ограничены только ограничением стабильности, а межпровинциальные каналы в регионе ограничены согласованием мощности, таким образом расширяя сферу применения возобновляемых источников энергии и ограничивая межпровинциальные каналы передачи линий связи в регионе.Можно увидеть, что мощность размещения возобновляемых источников энергии в Северо-Западном, Северо-Восточном и Северном Китае увеличилась на 85%, 44% и 145% соответственно.

На основе схемы 2 схема 3 расширяет использование межобластных каналов передачи межпровинциальных линий связи. Межобластные каналы в регионе ограничены только стабильностью, а межрегиональные каналы ограничены согласованием мощности, что еще больше расширяет сферу применения возобновляемых источников энергии. Результаты расчетов показывают, что вместимость Северо-Запада, Северо-Востока и Северного Китая увеличилась на 87%, 49% и 32% соответственно по сравнению со Схемой 2.

На основе схемы 3, схема 4 дополнительно либерализует ограничения межрегиональных каналов передачи с учетом только ограничений стабильности, то есть все межобластные и межрегиональные связи гибко регулируются в соответствии со спросом на возобновляемую энергию. размещение, и еще больше расширяет пространство для передачи наружу. По результатам примера, вместимость Северо-Запада, Северо-Востока и Северного Китая увеличилась на 15,2%, 52,6%, 8,6% соответственно, чем по схеме 3.

В целом, повышение уровня использования межпровинциальных и межпровинциальных линий связи в « «Три северных» региона играет более очевидную роль в расширении возможностей использования возобновляемых источников энергии, в то время как роль межрегиональных связей относительно ограничена.В разных регионах открытие межобластных соединительных линий в северо-западном регионе имеет очевидный эффект, открытие межрегиональных соединительных линий в северо-восточном регионе имеет очевидный эффект, а открытие соответствующих каналов передачи данных в северном регионе имеет очевидный эффект.

Сколько гидроэнергии я могу получить

Если вы имеете в виду энергии (это то, что вы продаете), прочтите «Сколько энергии я могу произвести с помощью гидротурбины?».
Если вы имеете в виду power , читайте дальше.

Мощность — это скорость производства энергии.Мощность измеряется в ваттах (Вт) или киловаттах (кВт). Энергия — это то, что используется для работы, и измеряется в киловатт-часах (кВтч) или мегаватт-часах (МВтч).

Проще говоря, максимальная выходная мощность гидроэлектроэнергии полностью зависит от того, какой напор и поток доступны на площадке, поэтому крошечная микрогидро-система может производить всего 2 кВт, тогда как большая гидроэнергетическая система может легко производить сотни мегаватт (МВт). Чтобы представить это в контексте, система гидроэлектроэнергии мощностью 2 кВт может удовлетворить годовые потребности в электроэнергии двух средних домов в Великобритании, тогда как система мощностью 200 МВт может обеспечить 200 000 средних домов в Великобритании.

Если вы не возражаете против уравнений, самый простой способ объяснить, сколько энергии вы можете произвести, — это посмотреть на уравнение для расчета гидроэнергетики:

P = m x g x H _нетто x η

Где:

п.

мощность, измеренная в ваттах (Вт).

м

массовый расход в кг / с (численно то же, что и расход в литрах / сек, потому что 1 литр воды весит 1 кг)

г

гравитационная постоянная, равная 9.81 м / с ²

H _нетто

чистый напор. Это общий напор, физически измеренный на площадке, за вычетом потерь напора. Для простоты можно принять, что потери напора составляют 10%, поэтому H _нетто = H _брутто x 0,9

η

произведение КПД всех компонентов, которыми обычно являются турбина, система привода и генератор

Для типичной малой гидросистемы КПД турбины будет 85%, КПД привода 95% и КПД генератора 93%, поэтому общий КПД системы будет:

0.85 x 0,95 x 0,93 = 0,751, т. Е. 75,1%

Следовательно, если у вас относительно низкий общий напор 2,5 метра и турбина, которая может выдерживать максимальный расход 3 м ³ / с, максимальная выходная мощность системы будет:

Сначала преобразуйте напор брутто в напор нетто, умножив его на 0,9, так:

H _нетто = H _брутто x 0,9 = 2,5 x 0,9 = 2,25 м

Затем преобразуйте расход в м ³ / с в литры / секунду, умножив его на 1000, так:

3 м ³ / с = 3000 литров в секунду

Помните, что 1 литр воды весит 1 кг, поэтому м. численно совпадает с расходом в литрах в секунду, в данном случае 3000 кг / с.

Теперь вы готовы рассчитать мощность гидроэлектростанции:

Мощность (Вт) = м x г x В _нетто x η = 3,000 x 9,81 x 2,25 x 0,751 = 49,729 Вт = 49,7 кВт

Теперь сделайте то же самое для гидроэлектростанции с высоким напором, где общий напор составляет 50 метров, а максимальный расход через турбину составляет 150 литров / секунду.

В данном случае H _нетто = 50 x 0,9 = 45 м и расход в литрах в секунду равен 150, отсюда:

Мощность (Вт) = m x g x H _нетто x η = 150 x 9.81 x 45 x 0,751 = 49,729 Вт = 49,7 кВт

Здесь интересно то, что два совершенно разных участка, один с чистым напором 2,25 метра, а другой 45 метров, могут генерировать точно такое же количество энергии, потому что участок с низким напором имеет гораздо больший поток (3000 литров в секунду). ) по сравнению с местом с высоким напором всего 150 л / с.

Это ясно показывает, как две основные переменные при расчете выходной мощности гидроэнергетики от гидроэнергетической системы — это напор и поток, а выходная мощность пропорциональна напору, умноженному на поток.

Конечно, две системы в приведенном выше примере будут очень разными физически. Для участка с низким напором потребуется физически большой винт Архимеда или турбина Каплана внутри машзала размером с большой гараж, потому что он должен быть физически большим, чтобы выпускать такой большой объем воды с относительно низким давлением (напором) через него. . Для установки с высоким напором потребуется только небольшая турбина Pelton или Turgo размером с холодильник, потому что она должна отводить только 5% расхода системы с низким напором и при гораздо более высоком давлении.

Интересно, что в реальном мире напоры и потоки в приведенном выше примере не так уж далеки от реальности, потому что места с высоким напором, как правило, находятся в истоках рек на возвышенностях, поэтому земля имеет крутой уклон, что позволяет создавать высокие напоры. должны быть созданы, но водосборный бассейн водотока относительно невелик, поэтому скорость потока мала. Тот же самый верховой поток в 20 км ниже по течению слился бы с бесчисленными небольшими притоками и превратился бы в гораздо большую реку с более высоким расходом, но прилегающая территория теперь была бы низменной сельскохозяйственной землей со скромным уклоном.Было бы возможно иметь только низкий напор через плотину, чтобы избежать риска затопления окружающей земли, но скорость потока в низменной реке была бы намного больше, чтобы компенсировать это.

В Великобритании есть ряд гидроэлектростанций всех типов с высоким, средним и низким напором. В Англии больше мест с низкой головой, в Шотландии — больше с высокой, а в Уэльсе — смесь всего, но все еще со значительными возможностями для средней и высокой ставки.

Мощность и выработка энергии можно максимизировать, очищая входной экран от мусора, что обеспечивает максимальный напор системы.Этого можно добиться автоматически с помощью нашего инновационного экрана GoFlo Traveling, произведенного в Великобритании нашей дочерней компанией. Откройте для себя преимущества установки путевого экрана GoFlo на вашу гидроэнергетическую систему в этом тематическом исследовании: Максимальное использование преимуществ гидроэнергетических технологий с помощью инновационной технологии путевых экранов GoFlo.

Вернуться в Учебный центр Hydro

Вы рассматриваете гидроэнергетический проект?

Renewables First имеет значительный опыт работы в качестве консультанта по гидроэнергетике и обладает всеми возможностями проекта, от первоначального технико-экономического обоснования до проектирования и установки системы.