Рис. 6 Графики приведенных потерь для варианта 4 (;)

1 – работают два трансформатора; 2 – работает первый трансформатор; 3- работает второй трансформатор;

6. Годовые потери мощности и электроэнергии в трансформаторах

Потери мощности в трансформаторах складываются из потерь активной и реактивной мощностей.

Потери активной мощности складываются из потерь на нагрев обмоток трансформатора, зависящих от тока нагрузки, и из потерь на нагрев стали сердечника магнитопровода (перемагничивание и вихревые токи), не зависящих от нагрузки.

Потери мощности в трансформаторе могут быть определены по справочным данным следующим образом:

Потери электроэнергии:

, где

- число часов использования максимальных потерь

- время включения трансформатора

- коэффициент загрузки трансформатора

Рассмотрим два случая:

1) Когда работает один трансформатор. В этом случае: , где

- мощность i-ой ступени графика нагрузки

-паспортная мощность трансформатора

2) Когда работают оба трансформатора, но раздельно, то есть секционный выключатель разомкнут.

Коэффициент загрузки для раздельно работающих трансформаторов:

, учитываем то, что трансформаторы загружены равномерно

Так как минимальная мощность ступени суточного графика нагрузки равна 8174 кВА и больше мощности, при которой целесообразно переходить от одного трансформатора к двум ()  во всех рассмотренных выше четырёх случаях, то получается, что на ГПП всё время работают оба трансформатора.

         Вариант 1:       

· ТМН - 4000/35

Приведем пример расчета годовых потерь мощности и электроэнергии в трансформаторах для данного варианта:

Коэффициент загрузки для раздельно работающих трансформаторов:

Потери мощности для раздельно работающих трансформаторов:

Потери электроэнергии для раздельно работающих трансформаторов:

Для остальных вариантов расчет аналогичен. Расчеты сводим в таблицы.

Таблица 6

Вариант 2:       

· ТМН - 6300/35

Таблица 7

         Вариант 3:       

· ТМН - 4000/110

Таблица 8

Вариант 4:       

· ТМН - 6300/110

Таблица 9

7. Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питающей линии ГПП

Задачей технико-экономических расчетов является выбор оптимального варианта передачи, преобразования и распределения электроэнергии от источника питания до потребителей.

Критерием оптимального варианта служит минимум приведенных годовых затрат:

, где

- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений

- единовременные капитальные вложения

- суммарные годовые эксплуатационные расходы

7.1 Выбор и обоснование схемы внешнего электроснабжения

В качестве схемы внешнего электроснабжения принимаем схему: два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий [2].

Рис. 7 Схема внешнего электроснабжения

Данная схема удовлетворяет основным требованиям, предъявляемым к схемам электрических соединений:

·                   Схема обеспечивает надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах.

·                   Схема обеспечивает надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах.

·                   Схема является простой, наглядной и экономичной.

7.2 Выбор сечения проводников для двух классов напряжений

Выбор сечения проводов проводим по экономической плотности тока в нормальном и послеаварийном режимах.

Правильно выбранное сечение должно удовлетворять следующим требованиям:

·                   По перегрузке

·                   По допустимой потере напряжения ( - нормальном режиме,  - в послеаварийном)

·                   По потере на корону (для 110 кВ и выше)

Экономическое сечение:

, где

- нормированное значение экономической плотности тока при

Вариант 1:       

Принимаем ближайшее стандартное сечение . Выбираем сталеалюминевые провода марки АС-70, допустимый ток  [2].

Для принятого сечения проводим все необходимые проверки:

1) По аварийному току:

2) По механической прочности:

Для сталеалюминевых проводов минимальное сечение по условию механической прочности составляет .

3) По допустимой потере напряжения:

Допустимая длина питающей линии:

, где

- длина линии, при полной нагрузке на которой, потеря напряжения равна 1% [3].

- допустимая потеря напряжения в нормальном режиме

4) По короне:

Проверка на корону осуществляется для линий напряжением 110 кВ и выше. Следовательно, для данного варианта данную проверку не проводим.

Выбранное сечение  удовлетворяет всем условиям.

Вариант 2:       

Принимаем ближайшее стандартное сечение . Выбираем сталеалюминевые провода марки АС-70 [2].

Для принятого сечения проводим все необходимые проверки:

1) По короне:

Условие: , где

Если , то:

- начальная напряженность возникновения коронного разряда

- радиус провода марки АС-70[4]

 - коэффициент гладкости провода

 - относительная плотность воздуха, определяемая атмосферным давлением и температурой воздуха

- напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода

- для железобетонной двухцепной опоры ПБ-110-4 (СК-4), подвеска проводов типа «бочка» [5]

Таким образом,

- условие выполняется.

Выбранное сечение  удовлетворяет всем условиям.

     2) По аварийному току:

3) По механической прочности:

Для сталеалюминевых проводов минимальное сечение по условию механической прочности составляет .

4) По допустимой потере напряжения:

Допустимая длина питающей линии:

Выбранное сечение  удовлетворяет всем условиям.

7.3 Технико-экономические сравнения рассматриваемых вариантов ВЛЭП

Капитальные затраты

Вариант 1:       

, где

- стоимость сооружения одного километра линии на стальных двухцепных опорах [2]

- длина ВЛЭП

ОРУ содержит в себе два блока с отделителем и неавтоматической перемычкой, стоимостью [2]:

Вариант 2:       

, где

- стоимость сооружения одного километра линии на железобетонных двухцепных опорах [2]

Эксплуатационные затраты

Вариант 1:       

Стоимость потерь энергии в линиях:

, где

- число цепей ВЛЭП,

- удельные потери (на одну цепь) при номинальной загрузке ЛЭП, т.е.           при  [3]

 - стоимость  электроэнергии. Принимаем

- время максимальных потерь,

Отчисления на амортизацию и обслуживание элементов:

, где

- издержки на амортизацию и обслуживание ЛЭП

- издержки на амортизацию и обслуживание силового оборудования ОРУ 35 кВ

Вариант 2:       

Стоимость потерь энергии в линиях:

, где

Отчисления на амортизацию и обслуживание элементов:

Полные затраты

Вариант 1:       

, где

- нормативный коэффициент капитальных вложений в ЛЭП

- нормативный коэффициент капитальных вложений в силовое оборудование

Вариант 2:       

8. Технико-экономические расчеты по выбору варианта ГПП

8.1 Капитальные затраты на трансформаторы и стоимость потерь электроэнергии в них

Вариант 1:       

·      

где, - суммарные годовые эксплуатационные расходы

- единовременные кап. затраты в трансформаторы [2]

- стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

- потери электроэнергии в раздельно-работающих трансформаторах, кВт*ч/год (табл.6)

         Вариант 2:       

·      

где, - единовременные кап. затраты в трансформаторы [2]

, где

Вариант 3:       

·      

, где

Вариант 4:       

·      

, где

8.2 Полные затраты по вариантам

Полные затраты по всем вариантам сведем в таблицу.

Таблица 10

9. Выбор оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения

В результате технико-экономического сравнения рассмотренных вариантов была выбрана двухцепная ВЛЭП 110 кВ, выполненная на железобетонных опорах проводом марки АС-70. А также вариант установки на ГПП двух раздельно- работающих трансформаторов мощностью 6300 кВА (ТМН-6300/110).

II. Технико-экономическое обоснование выбора компенсирующих устройств в системе электроснабжения вагоноремонтного завода

1. Выбор схемы электроснабжения предприятия для определения реактивной мощности, подлежащей компенсации

Основной задачей компенсации реактивной мощности является снижение потерь активной мощности и регулирование напряжения. Эту задачу целесообразно рассматривать как с технической, так и с экономической точек зрения. Экономическая сторона этого вопроса заключается в том, что необходимо минимизировать сумму капитальных вложений и эксплуатационных затрат компенсационного оборудования. С технической точки зрения необходимо подобрать необходимое оборудование и выбрать наиболее оптимальное место его размещения. С точки зрения экономии электроэнергии и регулирования напряжения компенсацию реактивной мощности наиболее целесообразно осуществлять в месте возникновения ее дефицита.

Рис. 8 Схема компенсации реактивной мощности

Определяем - наибольшее значение реактивной мощности, передаваемой из сети ЭС в сеть промышленного предприятия в режиме наибольших активных нагрузок энергосистемы:

, где

- суммарная расчетная активная мощность, отнесенная к шинам ГПП 6 кВ

- расчётный коэффициент, соответствующий средним условиям передачи реактивной мощности по сети системы к потребителям с учётом различных затрат на потери мощности и электроэнергии; для предприятий, расположенных в Сибири при напряжении питающей линии 110 кВт  [7]

2. Составление баланса реактивной мощности и выбор двух вариантов ее компенсации

Реактивную мощность, вырабатываемую синхронным двигателем, можно принять равной:

, где

- номинальная активная мощность синхронного двигателя

Мощность, которую можно передать из сети 6 кВ в сеть 0,4 кВ:

Далее рассмотрим два варианта схем компенсации реактивной мощности:

1.                 Схема, содержащая 9 трансформаторов (которые выбраны ранее)

2.                 Схема с увеличенным числом трансформаторов

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через трансформаторы в сеть 0,4 кВ:

, где

– номинальная мощность трансформаторов

– коэффициент загрузки трансформатора, принимаемый 0,7÷0,8

– количество трансформаторов

Вариант 1:

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через 9 трансформаторов в сеть 0,4 кВ:

Величина реактивной мощности, которую необходимо скомпенсировать:

Принимаем конденсаторные батареи марки УКБ-0,38-200У3 в количестве 11 шт., общей мощностью 2200 кВАр.

Вариант 2:

Увеличиваем количество трансформаторов до 10 шт.

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через 10 трансформаторов в сеть 0,4 кВ:

Величина реактивной мощности, которую необходимо скомпенсировать:

Принимаем конденсаторные батареи марки УКБ-0,38-150У3 в количестве 6 шт., общей мощностью 900 кВАр.

3. Технико-экономическое сравнение вариантов

Удельные затраты для синхронного двигателя, используемого в качестве ИРМ:

·                   удельные затраты на 1 кВАр реактивной мощности:

, где

- стоимость потерь активной мощности (для Томска )

- число однотипных СД

- реактивная мощность, генерируемая СД до присоединения к сети проектируемого предприятия, т.к. СД вводится вновь, то

,- расчетные величины, зависящие от параметров двигателя. Для двигателя марки СДН  ,  [8]

·                   удельные затраты на 1 кВАр2 реактивной мощности:

Удельные затраты на установку БК в сети 0,4 кВ:

, где

- постоянная составляющая затрат для КБ, принимаемая

- нормативный коэффициент кап. вложений

- мощность КБ

- удельные потери активной мощности в КБ [1]

- напряжение КБ; т.к. КБ, присоединяемые к сети 0,4 кВ, выполняются на номинальное напряжение сети (т.е. на 0,4 кВ), то

Вариант 1:

- удельные затраты на установку КБ марки УКБ-0,38-200У3 [1]

Вариант 2:

- удельные затраты на установку КБ марки УКБ-0,38-150У3 [1]

Полные затраты по вариантам:

Вариант 1:

Вариант 2:

, где

- стоимость трансформатора мощностью Sном=630 кВА наружной установки [8]

Так как , то оптимальным вариантом компенсации реактивной мощности является вариант 1 установки 9 трансформаторов и конденсаторных батарей, марки УКБ-0,38-200У3 в количестве 11 шт., общей мощностью 2200 кВАр.

4. Распределение мощности батарей конденсаторов по узлам нагрузки инструментального цеха

 Рис. 9 Расчетная схема сети 0,4 кВ

Суммарная мощность КБ на стороне 0,4 кВ, приходящаяся на кузнечный цех:

·                   расчетная реактивная нагрузка 0,4 кВ вагоноремонтного завода:

·                   расчетная реактивная нагрузка 0,4 кВ инструментального цеха:

·                   доля потребления реактивной нагрузки 0,4 кВ кузнечного цеха по отношению ко всему заводу:

·                   общая мощность КБ на стороне 0,4 кВ вагоноремонтного завода:

·                   тогда суммарная мощность КБ на стороне 0,4 кВ, приходящаяся на кузнечный цех:

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через трансформатор цеховой ТП-7 в сеть 0,4 кВ:

, где

- расчетная активная нагрузка ТП-7

Мощность, передаваемая со стороны 6 кВ в цех:

, тогда распределение КБ для радиальной сети производится по формуле:

, где

- искомая мощность i-ой линии, передаваемая в сеть 0,4 кВ со стороны 6 кВ

- суммарная распределяемая мощность

- эквивалентное сопротивление сети, напряжением до 1000 В

- сопротивление радиальной i-ой линии

Эквивалентное сопротивление сети:

Тогда:

Расчетная мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых у ШР:

Учитывая шкалу номинальных мощностей принимаем:

Суммарная мощность КБ:

Заключение

В данной работе было проведено технико-экономическое обоснование выбора компенсирующих устройств и напряжения питающей линии ГПП вагоноремонтного завода.

В результате расчетов был определен наиболее оптимальный вариант схемы внешнего электроснабжения предприятия. Была выбрана двухцепная ВЛЭП 110 кВ, выполненная на железобетонных опорах проводом марки АС-70; на ГПП установлено два параллельно работающих трансформатора мощностью 6300 кВА (ТМН-6300/110).

После проведения технико-экономического сравнения вариантов установки компенсирующих устройств было принято решение об установке 9 цеховых трансформаторов мощностью 630 кВАр и 11 конденсаторных батарей марки УКБ-0,38-200У3, общей мощностью 2200 кВАр.

Таким образом,  технико-экономического сравнение нескольких вариантов позволило выбрать наиболее оптимальный вариант, критерием которого служит минимум приведенных затрат.

Литература

1.                Коновалова Л.Л., Рожкова Л.Д., Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учеб. пособие для техникумов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. - 528с.

2.                Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро, - 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.

3.                Электроснабжение промышленных предприятий. Методические указания к выполнению курсового проекта для студентов специальности 100400 «Электроснабжение» / Сост. А.И. Гаврилин, С.Г. Обухов, А.И. Озга; ТПУ. – Томск, 2004. – 112 с.

4.                Рожкова Л.Д., Козулин В.С., Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 646 с.

5.                Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. И. А. Баумштейна. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 768 с.

6.                Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперко и др.; Под ред. В.М. Блок. – М.: Высш. школа, 1990. – 383 с.

7.                Барченко Т.Н., Закиров Р.И., Электроснабжение промышленных предприятий. Учебное пособие к курсовому проекту, Томск, ТПИ, 1988. – 96 с.

8.                Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т.1. Электроснабжение / Под общ. Ред. А.А. Федорова. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 568 с.

Страницы: 1, 2