Проектирование электроснабжения завода среднего машиностроения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Исходные данные

P_p? = 15564 кВт Q_p? = 13564 кВар L = 12 км Q_a = 808 кВар

U_сн = 6 кВ U_вн = 0,4 кВ P_р = 2100 кВт Q_р = 1600 кВар

Завод среднего машиностроения

Суточный график электрических нагрузок предприятия

Рис. 1

Рис. 2

1. Расчет по суточному графику электрических нагрузок предприятия средней и максимальной нагрузки

Характерный суточный график предприятия приведен в исходных данных, зная максимальные нагрузки Q_p и P_p типовые графики приведены в процентах, переводим в именованные единицы.

Рис. 3. Суточный график для активной нагрузки

Рис. 4 Суточный график для реактивной мощности

График полной нагрузки считаем по формуле:

В результате получим суточный график полной нагрузки

Рис. 5 Суточный график для полной нагрузки.

Находим S_max

=

Находим потребляемую за сутки активную энергию

W = ? ( P'_i * t_i ) W = 3.069 * 10⁵ кВт ч

Находим потребляемую за сутки реактивную мощность

V = ? ( Q'_i * t_i ) V = 2.937 * 10⁵ кВар ч

Тогда средняя за сутки полная нагрузка будет ровна

 = = 17699 кВ А

2. Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питающей линии предприятия

Обычно величина напряжения выбирается на основе технико-экономического сравнения вариантов.

Экономически целесообразное напряжение питающей линии можно оценить по формуле:

L - км P - МВт

В нашем случае напряжение питающей линии будет ровно

Можно принять напряжения 35 кВ или 110 кВ При напряжении 35 кВ имеет экономические преимущества при передаваемой мощности 10МВ А, а при 110 кВ имеет экономическое преимущество при передаваемой мощности от 10 - 120 МВ А

3. Построение годового графика по продолжительности и определение времени использования максимальной нагрузки

Суточный график активной нагрузки перестраивается в годовой график нагрузок по продолжительности, по которому определяется число часов использования максимума нагрузки Т_max

Рис.4 годовой график для активной нагрузки по продолжительности

Как видно число часов использования максимума нагрузки равно

Где W_год - площадь годового графика по продолжительности - это количество потребленной энергии за год.

На основании статистических данных о различных годовых графиках нагрузки промышленных предприятий составлена зависимость времени максимальных потерь t_max от продолжительности использования максимальной нагрузки Т_max и коэффициента мощности, по ней находим

²*8760 = 6237 ч

4. Составление схемы внешнего электроснабжения предприятия

На крупных трансформаторных подстанциях (главных понизительных подстанций (ГПП) и подстанциях глубокого ввода (ПГВ)), как правило число трансформаторов не более двух. Это обеспечивает надежное питание потребителей всех категорий. Однотрансформаторные ПГВ допускается применять при обеспечении послеаварийного питания нагрузок по связям вторичного напряжения с соседними ПГВ, с ТЭЦ или другими источниками питания, а также при отсутствии ударных нагрузок, создаваемых электропечами, прокатными станками и т.д.

При магистральном питании однотрансформаторных ПГВ по линиям 35 - 220 кВ ближайшие подстанции рекомендуется присоединять к разным линиям или цепям с последующим использованием в послеаварийных режимах связей на вторичном напряжении.

Для уменьшения токов короткого замыкания (КЗ) работа трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях в сетях промышленных предприятий, как правило, предусматривается раздельной. Следует стремиться применять однотипные трансформаторы одинаковой мощности для упрощения замены в случаях выхода одного трансформатора из строя, а также сокращения номенклатуры складского резерва.

Число и мощность трансформатора выбирается по категории потребителей с учетом наличия у потребителей нагрузок 1 и 2 категории, требующих надежного резервирования;

По графику нагрузки потребителя, средней максимальной мощности предприятия;

По технико-экономическим показателям отдельных намеченных вариантов числа и мощности трансформаторов с учетом капитальных затрат и эксплуатационных расходов.

Принимаем схему внешнего электроснабжения в виде мостика с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линий.

Произведем расчет капитальных затрат на сооружение схемы внешнего электроснабжения для двух уровней номинального напряжения.



Рис. 5 Схема внешнего электроснабжения

Капитальные вложения, как и все экономические показатели сравниваемых вариантов, должны определятся в прогнозных (ожидаемых с учетом инфляции) ценах одного уровня и по источникам равной достоверности.

Для перехода от цен 1991 года к ценам 2010 года используется коэффициент

Кроме того при расчетах рационально учитывать повышающий зональный коэффициент на базисную стоимость электроэнергетических объектов для Сибири

а) Напряжение 35 кВ

Капитальные затраты на сооружение блочных и мостиковых схем указываются в целом с учетом затрат на выключатели, разьединители, отделители, короткозамыкатели, трансформаторы тока и напряжения, разрядники, аппаратуру управления, сигнализацию, релейную защиту и автоматику, а также строительные конструкции, фундаменты и соответствующие строительно-монтажные работы.

Капитальные затраты на сооружениие схемы

К_сх.35 = К'_сх.35 * * = 49000 * 32,77 * 1,2 К_сх.35 = 192687 руб.

Где К_сх. Капитальные затраты на сооружение схемы в ценах 1991 г

Годовые эксплуатационные расходы

И_сх.35 = (Е_об + Е_ам)* К_сх.35 = (0,059 + 0,067)*1926876 И_сх.35 = 242786 руб

Где Е_ам - нормы ежегодных отчислений на амортизацию

Е_об - нормы ежегодных отчислений на обслуживание

Суммарные приведенные затраты

'З₃₅ = К_сх.35 * (Е_н + Е_об + Е_ам) = 1926876 * (0,193 + 0,059 + 0,067)

'З₃₅ = 614673 руб

Где Е_н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для силового оборудования.

б) Напряжение 110 кВ

Капитальные затраты на сооружении е схемы

К_сх.110 = К'_сх.110 * * = 235000 * 32,77 * 1,2 К_сх.35 = 9241140 руб.

Где К_сх. Капитальные затраты на сооружение схемы в ценах 1991 г

Годовые эксплуатационные расходы

И_сх.110 =(Е_об + Е_ам)* К_сх.110 = (0,059 + 0,067)*9241140 И_сх.35 = 1164384 руб

Где Е_ам - нормы ежегодных отчислений на амортизацию

Е_об - нормы ежегодных отчислений на обслуживание

Суммарные приведенные затраты

'З₁₁₀ = К_сх.110 * (Е_н + Е_об + Е_ам) = 9241140 * (0,193 + 0,059 + 0,067)

'З₁₁₀ = 2947924 руб

Где Е_н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для силового оборудования.

5. Определение мощности трансформаторов и её уточнение с учетом систематических и аварийных перегрузок

Совокупность допустимых нагрузок, систематических и аварийных перегрузок определяет нагрузочную способность трансформатора. Выбор трансформатора без учета нагрузочной способности может привести необоснованному завершению их установочной мощности, что экономически не целесообразно.

Мы имеем максимальную нагрузку на наших шинах

S_max=20645кВА при времени использования максимума в сутки t_max =6 ч

Средняя суточная нагрузка ровна S_ср = 17699 кВ А

Учитывая наличие потребителей 1-й категории, устанавливаем два трансформат ора .

Определяем коэффициенты заполнения графика нагрузки

k_зап = = =0,857

По величинам k_зап и t_max находим коэффициент допустимой перегрузки

k_нагр = 1,07

Определяем номинальную мощность трансформатора

S_ном = = кВ А

Примем к установке два трансформатора по 25000 кВА и по 40000 кВА

Рассмотрим первый трансформатор

Коэффициент загрузки в нормальном режиме соответствует экономическому режиму работы трансформатора:

Далее проверяем установленную мощность трансформатора в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов и необходимости обеспечить электроэнергией

Потребителей первой и второй категории в период мак4симума с допустимой нагрузкой в 140%

1,4* S_ном1= 35000 кв А > 0,87 * S_max = 17961

Следовательно, выбранные мощности трансформаторов обеспечивают электроснабжение предприятия, как в нормальном режиме так и в послеаварийном режимах.

Рассмотрим второй трансформатор

Коэффициент загрузки в нормальном режиме соответствует экономическому режиму работы трансформатора:



Далее проверяем установленную мощность трансформатора в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов и необходимости обеспечить электроэнергией

Потребителей первой и второй категории в период мак4симума с допустимой нагрузкой в 140%

1,4* S_ном2 = 56000 кв А > 0,87 * S_max = 17961

Следовательно, выбранные мощности трансформаторов обеспечивают электроснабжение предприятия, как в нормальном режиме так и в послеаварийном режимах.

Параметры трансформаторов

Таблица 1

Потери активной мощности определяются потерями на нагрев обмоток трансформатора. Ркз, зависящими от тока нагрузки, и потерями на перемагничивание и вихревые токи (нагрев стали) Р_хх , не зависящими от тока нагрузки.

Потери реактивной мощности так же складываются из двух составляющих: потерь реактивной мощности, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе Q_кз и зависящих от квадрата тока нагрузки, и потерь на намагничивание трансформатора Q_хх не зависящих от тока нагрузки и определяемых током холостого хода.

1) Трансформатор 25 МВА на 35 кВ

Потери мощности в двух трансформаторох

_1,35 = ₁ + ² *

Потери активной энергии

тр_1,35=₁*8760+²*

Стоимость годовых потерь в трансформаторе

тр_1,35 = тр_1,35 * э =

Где э = 1 стоимость одного кВт ч электроэнергии в рублях/(кВт ч)

Капитальные затраты на установку трансформаторов

К_тр1,35 = К_т1 ** = 77000 * 32,77 * 1,2 = 3027948 руб.

Где К_т1 - капитальные затраты на установку одного трансформатора в ценах 1991 года

Годовые эксплуатационные расходы

И_тр.1.35=(Е_об+Е_ам)* К_тр.1.35 = (0,059 + 0,067) * 3027948 И_тр1.35 = 381521 руб.

Где Е_ам - нормы ежегодных отчислений на амортизацию

Е_об - нормы ежегодных отчислений на обслуживание

Суммарные приведенные затраты

'З _тр1.35 = К_тр.1.35 * (Е_н + Е_об + Е_ам) + тр_1,35 = 3027948 * (0,193 + 0,059 + 0,067) + 682559 = 1648475 руб.

2) Трансформатор 40 МВА на 35 кВ

Потери мощности в двух трансформаторох

_2,35 = ₂ + ² *

Потери активной энергии

тр_2,35=₂*8760+²*

Стоимость годовых потерь в трансформаторе

тр_2,35 = тр_2,35 * э =

Где э = 1 стоимость одного кВт ч электроэнергии в рублях/(кВт ч)

Капитальные затраты на установку трансформаторов

К_тр2,35 = К_т2 ** = 86000 * 32,77 * 1,2 = 3381864 руб.

Где К_т2 - капитальные затраты на установку одного трансформатора в ценах 1991 года

Годовые эксплуатационные расходы

И_тр.2.35=(Е_об+Е_ам)* К_тр.2.35 = (0,059 + 0,067) * 3381864 И_тр1.35 = 426115 руб.

Где Е_ам - нормы ежегодных отчислений на амортизацию

Е_об - нормы ежегодных отчислений на обслуживание

Суммарные приведенные затраты

'З _тр2.35 = К_тр.2.35 * (Е_н + Е_об + Е_ам) + тр_2,35 = 3381864 * (0,193 + 0,059 + 0,067) + 646052 = 1724867 руб.

3) Трансформатор 25 МВА на 110 кВ

Потери мощности в двух трансформаторох

_1,110 = ₁ + ² *

Потери активной энергии

тр_1,110=₁*8760+²*

Стоимость годовых потерь в трансформаторе

тр_1,110 = тр_1,110 * э =

Где э = 1 стоимость одного кВт ч электроэнергии в рублях/(кВт ч)

Капитальные затраты на установку трансформаторов

К_тр1,110 = К_т1 ** = 91000 * 32,77 * 1,2 = 3578484 руб.

Где К_т1 - капитальные затраты на установку одного трансформатора в ценах 1991 года

Годовые эксплуатационные расходы

И_тр.1.110=(Е_об+Е_ам)*К_тр.1.110=(0,059 + 0,067) * 3578484 И_тр1.35 = 450889 руб.

Где Е_ам - нормы ежегодных отчислений на амортизацию

Е_об - нормы ежегодных отчислений на обслуживание

Суммарные приведенные затраты

'З _тр1.110 = К_тр.1.110 * (Е_н + Е_об + Е_ам) + тр_1,110 = 3578484 * (0,193 + 0,059 + 0,067) + 728232 = 1869769 руб.

4)Трансформатор 40 МВА на 110 кВ

Потери мощности в двух трансформаторох

_2,110 = ₂ + ² *

Потери активной энергии

тр_2,110=₂*8760+²*

Стоимость годовых потерь в трансформаторе

тр_2,110 = тр_2,110 * э =

Где э = 1 стоимость одного кВт ч электроэнергии в рублях/(кВт ч)

Капитальные затраты на установку трансформаторов

К_тр2,110 = К_т2 ** = 117000 * 32,77 * 1,2 = 4600908 руб.

Где К_т2 - капитальные затраты на установку одного трансформатора в ценах 1991 года

Годовые эксплуатационные расходы

И_тр.2.110 =(Е_об +Е_ам)*К_тр.2.110=(0,059+0,067)* 4600908 И_тр1.110 = 579714 руб.

Где Е_ам - нормы ежегодных отчислений на амортизацию

Е_об - нормы ежегодных отчислений на обслуживание

Суммарные приведенные затраты

'З _тр2.110 = К_тр.2.110 * (Е_н + Е_об + Е_ам) + тр_2,110 = 4600908 * (0,193 + 0,059 + 0,067) + 773601 = 2241291 руб.

6. Выбор сечения линии

Выбор сечения питающей линии производится для двух классов напряжения близких к U_эк т.е. для 35кВ и 110кВ, затем производится технико-экономическое сравнение двух вариантов по условию минимума приведенных затрат.

Рассмотрим первый вариант. Напряжение питающей линии 110 кВ. Выбираем двухцепную воздушную линию со сталеалюминевыми проводами на стальных опорах, вычисляем экономическое сечение провода по формуле

Для трансформатора 25 МВА

Где = 0,8 А/ - нормированное значение экономической плотности тока при Т_max > 5000

Принимаем значение сечения равное 150 , с параметрами:

F₁ = 70 I_доп = 450 А X_л1 = 0,42 R_л1 = 0,198

ДР_уд = 113

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме (обрыв одной цепи) равен

Как видим из условия 1,3 * I_доп > I_ав выполняется

Наибольший ток в нормальном режиме

По механической прочности сечение удовлетворяет 150 мм² > 35 мм²

Проверяем по допустимой потери напряжения L _ДU = 5,17

Тогда допустимая длинна питающей линии ровна

L_доп = L _ДU * U_Ддоп * = 5,17 * 5 * = 88,7 км

L_доп = 88,7 L = 12 км

Далее производим проверку по короне, для двух цепной стальной опоры с подвеской проводов шестиугольником.

Находим среднегеометрическое расстояние между проводами

D_ср =

Находим напряженность возникновения коронного заряда (для провода АС - 150 r =0,57 см) по выражению

Е₀ = 30,3 * m * * ( 1+= 30,3*0,82*1,05*(1+ 36,25

Проверяем выполнение условия

1,07 * Е = 1,07 * 22,33 =23,89 < 0,9 * Е₀ = 0,9 * 36,25 = 32,63

Выбранное сечение удовлетворяет всем условиям

Потери активной энергии

ДW_леп1,110=n*ДP_уд1*(²*L*=2*113*(²*12*6237=1438138кВт

ДW_леп1,110 = 1438138 кВт

Стоимость годовых потерь электроэнергии в линии

_леп1,110 = ДW_леп1,110 * э _леп1,110 = 1438138 руб.

Капитальные затраты на ЛЭП

К _леп1,110 = К _Т1 * * * L = 19500 * 32.77 * 1.2 * 8 = 9201816 руб.

К _леп1,110 = 9201816 руб.

Где К _Т1 - капитальные затраты на прокладывание одного километра ЛЭП в ценах 1991 года

Годовые эксплуатационные расходы

И_лэп.1.110=(Е_об+Е_ам)*К_лэп.1.110=(0,1 + 0,008) * 9201816 И_тр1.110 = 993796 руб.

Где Е_ам - нормы ежегодных отчислений на амортизацию

Е_об - нормы ежегодных отчислений на обслуживание

Суммарные приведенные затраты

'З _лэп1.110 = К_лэп.1.110 * (Е_н + Е_об + Е_ам) + лэп_1,110 = 9201816 * (0,152 + 0,1 + 0,008) + 1438138 руб = 3830610 руб.

Где Е_н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для силового оборудования.

Для трансформатора 40 МВА

Где = 0,8 А/ - нормированное значение экономической плотности тока при Т_max > 5000

Минимальное значение сечения по короне на напряжение 110 кВ ровно 70 принимаем сечение

F₁ = 240 I_доп = 605 А X_л1 = 0,405 R_л1 = 0,12

ДР_уд = 113

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме (обрыв одной цепи) равен

Как видим из условия 1,3 * I_доп > I_ав выполняется

Наибольший ток в нормальном режиме

По механической прочности сечение удовлетворяет 240 мм² > 35 мм²

Проверяем по допустимой потери напряжения L _ДU = 5,17

Тогда допустимая длина питающей линии ровна

L_доп = L _ДU * U_Ддоп * = 5,17 * 5 * = 74,5 км

L_доп = 74,5 L = 12 км

Все остальные вычисления аналогичны предыдущему пункту, только изменятся потери.

Потери активной энергии

ДW_леп2,110=n*ДP_уд1*(²*L*=2*113*(²*12*6237=2036830кВт

ДW_леп2,110 = 2036830 кВт

Стоимость годовых потерь электроэнергии в линии

_леп2,110 = ДW_леп2,110 * э _леп1,110 = 2036830 руб.

Суммарные приведенные затраты

'З _лэп2.110 = К_лэп.2.110 * (Е_н + Е_об + Е_ам) + лэп_2,110 = 9201816 * (0,152 + 0,1 + 0,008) + 2036830 руб. = 4429302 руб.

Где Е_н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для силового оборудования.

По аналогии делаем проверку второго варианта для напряжения 35 кВ

Для трансформатора 25 МВА

Принимаем значение сечения равное 150 , с параметрами:

F_2,1 = 300 I_доп2,1 = 720 А X_л2,1 = 0,385 R_л1 = 0,12

ДР_уд = 134

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме (обрыв одной цепи) равен

Как видим из условия 1,3 * I_доп > I_ав выполняется

Наибольший ток в нормальном режиме

По механической прочности сечение удовлетворяет 300 мм² > 35 мм²

Проверяем по допустимой потери напряжения L _ДU = 6,4

Тогда допустимая длинна питающей линии ровна

L_доп = L _ДU * U_Ддоп * = 6,4 * 5 * = 79,8 км

L_доп = 79,8 L = 12 км

Выбранное сечение удовлетворяет всем условиям

Потери активной энергии

ДW_леп1,35=n*ДP_уд2,1*(²*L*=2*134*(²*12*6237=3224277кВт

ДW_леп1,110 = 3224277 кВт

Стоимость годовых потерь электроэнергии в линии

_леп1,35 = ДW_леп1,35 * э _леп1,35 = 3224277 руб.

Капитальные затраты на ЛЭП

К _леп1,35 = К _Т1 * * * L = 17500 * 32.77 * 1.2 * 8 = 8258040 руб.

К _леп1,35 = 8258040 руб.

Где К _Т1 - капитальные затраты на прокладывание одного километра ЛЭП в ценах 1991 года

Годовые эксплуатационные расходы

И_лэп.1.35=(Е_об+Е_ам)* К_лэп.1.35 = (0,1 + 0,008) * 8258040 И_тр1.110 = 891868 руб.

Где Е_ам - нормы ежегодных отчислений на амортизацию

Е_об - нормы ежегодных отчислений на обслуживание

Суммарные приведенные затраты

'З _лэп1.35 = К_лэп.1.35 * (Е_н + Е_об + Е_ам) + лэп_1,35 = 8258040 * (0,152 + 0,1 + 0,008) + 3224277 руб = 5371368 руб.

Где Е_н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для силового оборудования.

По аналогии делаем проверку второго варианта для напряжения 35кВ

Для трансформатора 40 МВА

принимаем сечение с параметрами

F_2,2 = 500 I_{доп 2,2} = 1020 А X_л2,2 = 0,356 R_л1 = 0,114

ДР_уд2,2 = 1154

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме (обрыв одной цепи) равен

Как видим из условия 1,3 * I_доп > I_ав выполняется

Наибольший ток в нормальном режиме

По механической прочности сечение удовлетворяет 500 мм² > 35 мм²

Проверяем по допустимой потери напряжения L _ДU = 6,4

Тогда допустимая длина питающей линии ровна

L_доп = L _ДU * U_Ддоп * = 6,4 * 5 * = 70,7 км

L_доп = 70,7 L = 12 км

Выбранное сечение удовлетворяет всем условиям

Потери активной энергии

ДW_леп2,35=nДP_уд2,2(²L=2*154*(²*12* 6237 = 4726644 кВт

ДW_леп2,110 = 4726644 кВт

Стоимость годовых потерь электроэнергии в линии

_леп2,35 = ДW_леп2,35 * э _леп2,35 = 4726644 руб

Капитальные затраты на ЛЭП

К _леп2,35 = К _Т2 * * * L = 21750 * 32.77 * 1.2 * 8 = 10263564 руб.

К _леп2,35 =10263564 руб.

Где К _Т2 - капитальные затраты на прокладывание одного километра ЛЭП в ценах 1991 года

Годовые эксплуатационные расходы

И_лэп.2.35=(Е_об+Е_ам)*К_лэп.2.35=(0,1+ 0,008) * 10263564 И_тр1.110 = 1108465 руб.

Где Е_ам - нормы ежегодных отчислений на амортизацию

Е_об - нормы ежегодных отчислений на обслуживание

Суммарные приведенные затраты

'З _лэп2.35 = К_лэп.2.35 * (Е_н + Е_об + Е_ам) + лэп_2,35 = 10263564 * (0,152 + 0,1 + 0,008) + 4726644 руб. = 7395171 руб.

Где Е_н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для силового оборудования.

Результирующие приведенные затраты по всем вариантам

Для линии 35 кВ и трансформаторов S = 25 МВА

'З_тр6,3,35='З₃₅+'З_тр1.35+'З _лэп1.35 = 614673 + 1648475+ 5371368 = 7634516 руб.

Для линии 35 кВ и трансформаторов S = 40 МВА

'З_тр10,35='З₃₅+'З_тр2.35+'З_лэп2.35 = 614673 + 1724867 + 7395171 = 9734711 руб.

Для линии 110 кВ и трансформаторов S = 25 МВА

'З_тр6,3,110='З₁₁₀+'З_тр1.110+'З_лэп1.110=2947924+186976+ 3830610 = 8648303 руб.

Для линии 110 кВ и трансформаторов S = 40 МВА

'З_тр6,3,110='З₁₁₀+'З_тр2.110+'З_лэп2.110=2947924+2241291+4429302= 9618517 руб.

7. Расчет реактивной мощности, поставляемой энергосистемой предприятию, составление баланса мощности в целом по предприятию

Составляем баланс мощностей

Мощность, которую может выдать энергосистема при = 0,24 для напряжения 35 кВ:

Q_сис = P_? * = 15,564 * 0,24 = 4,514 МВар Q_сис = 4,514 МВар

Тогда мощность компенсирующих устройств должна быть ровна с учетом асинхронной нагрузки

Q_к = Q_? - Q_сис + Q_а = 13,564 - 4,514 + 0,808 Q_к = 9,858 МВар

8. Выбор и распределение средств компенсации по разным ступеням системы электроснабжения предприятия и определение затрат при различных сочетаниях источников компенсации

Компенсация может осуществлена на стороне СН 6 кВ или н НН 0,4 кВ соответственно БК 6 кВ или БК 0,4 кВ.

К нашим 6 кВ промышленного предприятия присоединяется 10 трансформаторов в сеть 400 В имеет коэффициент _т = 0,7

Находим минимальную мощность трансформатора

S₀ = = = 0.889 кВ принимаем трансформатор мощностью 1000 кВ А

Определяем реактивную мощность БК 6 кВ

Q₁ = = = 8.001 МВар

Примем мощность конденсаторных батарей в сети 6 кВ Q₁ = 8,001 МВар

Мощность конденсаторных батарей в сети в 400 В ровна

Q₀ = Q_к - Q₁ = 9.858 - 8.001 Q₀ = 1.858 МВар

При постоянной составляющей затрат, независящих от генерируемой мощности

Для 10 кВ Z_0.0 = 670 p.

Для 0,4 кВ Z_0.1 = 0 p.

Удельные затраты на 1 МВар генерируемой мощности

Для 10 кВ Z_1.0 = 1600 p.

Для 0,4 кВ Z_1.1 = 3000 p.

Тогда величина расчетных затрат для трансформатора в 1000 кВ А ровна

З=Z_0.0+ Z_1.0 * Q₁ + Z_0.1 + Z_1.1 * Q₀ = 670 + 1600 * 8, 001 + 0 + 3000 * 1,858

З = 19044 р.

При стоимости трансформаторной подстанции на 1000кВ А = 15000 р. получим что стоимость оборудования составляет в первом случае ровна

З = N * 15000 + З = 25 * 15000 + 19044 = 394044 р.

Количество трансформаторов примем равным N = 18

S₀ = = = 1,235 кВ принимаем трансформатор мощностью 1600 кВ А

Определяем реактивную мощность БК 6 кВ

Q₁ = = = 12,814 МВар

Примем мощность конденсаторных батарей в сети 6 кВ Q₁ = 9,858 МВар

Мощность конденсаторных батарей в сети в 400 В ровна

Q₀ = Q_к - Q₁ = 9.858 - 9,858 Q₀ = 0 МВар

При постоянной составляющей затрат, независящих от генерируемой мощности

Для 10 кВ Z_0.0 = 670 p.

Для 0,4 кВ Z_0.1 = 0 p.

Удельные затраты на 1 МВар генерируемой мощности

Для 10 кВ Z_1.0 = 1600 p.

Для 0,4 кВ Z_1.1 = 3000 p.

Тогда величина расчетных затрат для трансформатора в 1600 кВ А ровна

З = Z_0.0 + Z_1.0 * Q₁ + Z_0.1 + Z_1.1 * Q₀ = 670 + 1600 * 9,858 + 0 + 3000 * 0

З = 16444 р.

При стоимости трансформаторной подстанции на 1600кВ А = 20000 р. получим что стоимость оборудования составляет в первом случае ровна

З = N * 20000 + З = 18 * 20000 + 16444 = 376444 р.

Как видим, оптимальным является последний вариант.

электрический трансформатор мощность

Литература

1. Ракотян С.С. "Справочник по проектированию элетроэнергетических систем" М: Энергоатомиздат,1985. - 352 с.

2. Князевский Б.А. "Электроснабжение промышленных предприятий" М: Высш. школа, 1986. - 400 с.

3. Рожкова Л.Д. "Электрооборудования станций и подстанций" М: Энергоатомиздат, 1987-648 с.

Размещено на Allbest.ru

...