Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности

Размещено на http://www.allbest.ru

ВЫБОР ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ И РАСЧЕТ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

1. Выбор цеховых трансформаторов

Перед выбором цеховых трансформаторов произведем расчет нагрузок цехов, используя формулы (4.1),(4.4) и (4.5). Пример такого расчета был показан, расчет для остальных цехов производим аналогично. В формуле (4.4) k_p'=k_p. Нагрузку цехов разбиваем на группы электроприемников с одинаковым коэффициентом использования и коэффициентом мощности.

трансформатор реактивный мощность электроснабжение

Таблица 7.1.-Установленная мощность электроприемников

№	электроприемники	установленная мощность	ки	cos
1.Административный корпус
1	Вентиляция	110	0,8	0,8
2	Испытательная лаборатория	40	0,35	0,75
3	Оргтехника	90	0,6	0,75
4	Насосы	40	0,7	0,85
5	Духовые шкафы и нагревательные приборы	240	0,8	1,0
4	Лифты	100	0,35	0,5
5	Станки мелкосерийного производства	80	0,14	0,5
2.Сборочный цех
1	Металлорежущие станки мелкосерийного производства	1950	0,14	0,5
2	То же при тяжелом режиме работы	1220	0,17	0,65
3	Краны	285	0,35	0,5
4	Вентиляция	150	0,8	0,8
5	Сушильные шкафы, нагревательные приборы	660	0,8	1,0
6	Насосы	295	0,7	0,85
7	Конвейеры	240	0,55	0,75
3. Литейный цех
1	Литейные машины	1230	0,7	0,8
2	Краны	50	0,35	0,5
3	Вентиляция	200	0,8	0,8
4	Насосы	150	0,7	0,85
5	Металлорежущие станки	770	0,17	0,65
№	электроприемники	установленная мощность	ки	cos
6	Конвейеры	300	0,55	0,75
4. Ремонтно-механический цех
1	Металлорежущие станки мелкосерийного производства	610	0,14	0,5
2	Молоты ковочные	50	0,24	0,65
3	Краны	20	0,35	0,5
4	Вентиляция	10	0,8	0,8
5	Прессы	60	0,17	0,65
5. Механический цех
1	Металлорежущие станки мелкосерийного производства	750	0,14	0,5
2	То же при тяжелом режиме работы	1650	0,17	0,65
3	Краны	190	0,35	0,5
4	Вентиляция	90	0,8	0,8
5	Сушильные шкафы, нагревательные приборы	980	0,8	1,0
6	Металлорежущие станки при особо тяжелом режиме работы	2140	0,24	0,65
6. Инструментальный цех
1	Металлорежущие станки	600	0,16	0,6
2	Сварочное оборудование	100	0,2	0,4
3	Шлифовальные станки	350	0,3	0,65
4	Автоматы	300	0,17	0,65
5	Краны	50	0,35	0,5
6	Вентиляция	200	0,8	0,8
7	Компрессоры	200	0,7	0,85
7. Склад
1	Краны	240	0,35	0,5
2	Вентиляция	100	0,8	0,8
№	электроприемники	установленная мощность	ки	cos
8. Компрессорная
1	Вентиляция	10	0,8	0,8
2	Компрессоры	90	0,7	0,85
9. Насосная
1	Вентиляция	10	0,8	0,8
2	Насосы	180	0,7	0,85

Расчёт силовых нагрузок произведём по методу коэффициента расчётной нагрузки. По данному методу расчётная активная нагрузка цеха определяется по выражению:

, (7.1)

где Р_нi - активная номинальная мощность i-ой группы электроприёмников, кВт;

К_иi - коэффициент использования i-ой группы электроприёмников;

К_р - коэффициент расчётной активной нагрузки.

Величина К_р принимается по [1] в зависимости от эффективного числа электроприёмников n_э и средневзвешенного коэффициента использования Ки.

Под эффективным числом электроприёмников понимается такое число однородных по режиму работы приёмников одинаковой мощности, которое обуславливает ту же величину расчётной нагрузки, что и группа различных по номинальной мощности и режиму работы электроприёмников.

Эффективное число электроприёмников вычисляется по формуле:

, (7.2)

где Р_н.max - номинальная мощность наиболее мощного электроприемника цеха, кВт.

Найденное значение n_э округляется до ближайшего меньшего целого числа.

Если группы цеха имеют различный коэффициент использования, то вычисляется средневзвешенный коэффициент использования:

. (7.3)

Расчетную реактивную силовую нагрузку для цеха определяют по формуле:

, (7.4)

где tg ц_i - коэффициент реактивной мощности i-й группы электроприемников цеха.

Расчет цеховых нагрузок покажем на примере цеха №2. Разбиваем нагрузки по группам с одинаковым коэффициентом использования и коэффициента мощности.

Найдем эффективное число электроприемников приближенным способом

Nэф=

Принимаем эффективное число электроприемников 109.

Коэффициент расчетной нагрузки К_р =f(n_э=109, К_и.ср.вз=0,32_.)=0,7.

Расчетную активную нагрузку группы электроприемников определяем по выражению

кВт.

Расчётную осветительную нагрузку цеха определяем методом удельных плотностей нагрузок. Согласно данному методу, расчетная активная нагрузка группы приемников находится по выражению

(7.5)

где с_у - удельная мощность общего равномерного освещения на 1м² при Е=100 лк, кВт;

F - площадь здания, м²;

m - количество этажей здания;

Е - нормируемая освещенность, лк.

(7.6)

Расчетную реактивную осветительную нагрузку для цеха определяют по формуле:

, (7.7)

где tgц_ср - среднее значение коэффициента реактивной мощности освещения.

Расчётные активную и реактивную нагрузки цеха на напряжение до 1кВ определяется выражениями:

, (7.8)

. (7.9)

Полную расчётную нагрузку цеха определяем по формуле:

. (7.10)

Расчетный ток нагрузки находим по формуле:

. (7.11)

Для освещения административно-хозяйственного корпуса, компрессорной и насосной используются светильники с люминесцентными лампами, для склада - с лампами накаливания, в остальных цехах - с лампами ДРЛ. Коэффициент мощности нагрузки принимаем для ЛЛ - 0,95; ДРЛ - 0,5, ЛН - 1,0. КПД всех выбранных светильников - 0,7.

По 8 определим освещенности цеховых помещений: производственные помещения - 200-300лк, склад - 75лк, АБК - 300лк, насосная и компрессорная - 150лк. По 1 определим Ру: для производственных помещений - Ру=4,2Вт/м² [8], для складов завода - Ру=10,8 Вт/м², для АБК - Ру=10,8 Вт/м², для насосной и компрессорной - Ру=3 Вт/м² Площади цеховых помещений определяются по площади цеха.

Для АБК: площадь F=600 м²; нормируемая освещённость E=300 лк; удельная мощность общего равномерного освещения с_ут=10,8 Вт/м².

Расчетная активная осветительная нагрузка цеха по (7.5):

кВт.

Среднее значение коэффициента реактивной мощности освещения для ЛЛ равно tgц_o=0,33.

Расчетная реактивная осветительная нагрузка цеха по (7.7):

квар.

Расчётные активную и реактивную нагрузки цеха на напряжение до 1кВ определяем по (7.8) и (7.9):

кВт,

квар.

Полную расчётную нагрузку цеха определяем по (7.10):

кВА.

Аналогичный расчет производим для остальных цехов, результаты расчета заносим в таблицу 7.2.

Таблица 7.2. -Расчетные нагрузки цехов

№ цеха	1	2	3	4	5	6	7	8	9
P*Kи, кВт	478,35	1563,9	1444,5	118,48	1815,05	589,5	163,3	71	134
Р*Ки*tg, квар	156,87	1247,1	1165,45	185,89	1271,14	593,28	204,12	45,06	84,12
Kи	0,7	0,32	0,53	0,16	0,31	0,33	0,48	0,71	0,7
Рн мах, кВт	5,5	85	250	30	50	18,5	45	50	45
nэф	252	109	22	48	231	194	15	4	8
Кр	0,8	0,7	0,865	0,75	0,7	0,7	0,9	0,97	0,91
Pp, кВт	382,68	1094,73	1249,5	88,9	1270,5	412,65	146,97	68,87	121,94
Qpк. квар	154,5	873	1008,1	138,7	889,8	415,3	183,7	43,7	76,5
F,м2*103	0,6	5	2,8	4,6	3,6	4	2	2	1
Тип лампы	ЛЛ	ДРЛ	ДРЛ	ДРЛ	ДРЛ	ДРЛ	ЛН	ЛЛ	ЛЛ
Рот, Вт/ м2	3	4,2	3,7	3,7	3,7	3,7	10,8	3	3
tgцо	0,33	1,73	1,73	1,73	1,73	1,73	0	0,33	0,33
Ксо	0,9	0,95	0,95	0,95	0,95	0,95	0,6	0,95	0,95
E/Eo	3	2	2	3	3	3	0,75	1,5	1,5
Руф, Вт/ м2	12,9	12	10,6	15,8	15,8	15,8	11,6	6,4	6,4
Росв, кВт	69,4	57	28,12	69,3	54,2	60,03	13,9	12,2	6,1
Qосв квар	22,9	98,6	48,6	119,9	93,8	104,2	0	4	2
Рц, кВт	452,1	1151,7	1277,6	158,2	1324,7	472,9	160,9	81,1	128,1
Qц квар	177,4	971,6	1056,7	258,6	983,6	519,5	183,7	47,7	78,5
Sц кВА	485,7	1506,8	1658	303,1	1650	702,5	244,2	94,1	150,2

Выбор средств компенсации реактивной мощности (РМ) в электрических сетях промышленных предприятий с присоединенной мощностью 750 кВА и более производим в соответствии с РТМ 36.18.32.6-92 “Указания по проектированию установок компенсации реактивной мощности в электрических сетях общего назначения”. В качестве источника РМ на данном промышленном предприятии проектируем использовать батареи статических конденсаторов напряжением до 1 кВ. Учитываем также РМ, которую целесообразно получать из энергосистемы. Конденсаторные установки на напряжении выше 1кВ на данном предприятии применять не рекомендуется, в связи с отсутствием непрерывного режима работы. Ограничение применения батарей высоковольтных конденсаторов объясняется трудностями осуществления частой коммутации емкостных нагрузок.

Расчет компенсации РМ производим в несколько этапов. Первоначально предприятие разбиваем на несколько технологически концентрированных групп цеховых трансформаторов одинаковой мощности. В пределах каждой группы все трансформаторы имеют одинаковый коэффициент загрузки и один вид компенсирующих устройств, которые предполагаем использовать. Предварительно определяем расчетные нагрузки трансформаторов, учитывая предельные возможности передачи мощности по линиям до 1 кВ (приблизительно 300 кВА).

Для каждой группы трансформаторов принимаем единичную номинальную мощность и коэффициент загрузки, после чего определяем минимальное число трансформаторов

, (7.2)

где Р_рн - расчетная активная нагрузка до 1 кВ донной группы трансформаторов;

_т - коэффициент загрузки трансформаторов, определяемый в зависимости от категории электроприемников по надежности электроснабжения;

S_т - единичная мощность цеховых трансформаторов, принимаемая в зависимости от удельной плотности нагрузки.

Полученную по (7.2) величину округляем до ближайшего большего целого числа.

Для цеховых ТП принимаются в основном трансформаторы мощностью 630 - 1600 кВА, чем будем руководствоваться и мы.

Наибольшее значение РМ, которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1 кВ при принятом коэффициенте загрузки трансформаторов _т, определяем по выражению

, квар. (7.3)

Коэффициент 1,1 учитывает допустимую систематическую перегрузку масляных трансформаторов.

Суммарную мощность БНК по критерию выбора минимального числа трансформаторов определяем по формуле

Q_нк1=Q_рн-Q_т, квар, (7.4)

где Q_рн - расчетная реактивная нагрузка до 1 кВ рассматриваемой группы трансформаторов.

Если Q_нк1<0 , то принимаем Q_нк1 =0.

Величину Q_нк1 распределяем между цеховыми трансформаторами прямо пропорционально их реактивным нагрузкам. Затем выбираем стандартные номинальные мощности БНК для сети до 1 кВ каждого трансформатора.

Разбиваем предприятие на следующие технологически концентрированные группы

1-административный корпус, склад, насосная

2-сборочный цех

3-литейный цех, ремонтно-механический цех

4-механический цех

5-инструментальный цех, компрессорная

На примере первой группы произведем выбор батарей конденсаторов, устанавливаемых в сети до 1 кВ.

Определяем число цеховых трансформаторов

.

Принимаем 1 трансформатор ТМЗ-1000/10.

Наибольшее значение РМ, которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1 кВ

квар.

Суммарная мощность БНК

Q_нк1=439,6-482,17=42,43 квар.

Принимаем Q_нк1 =42,43.

Остальные расчеты производим аналогично и заносим в таблицу 7.3.

Таблица 7.3.-Число и мощность цеховых трансформаторов

№ группы	Pp, кВт	Qp, квар	т	число и мощность тр-ров	Qт, квар	Qнк1, квар
1	741	439,6	0,9	1*1000	482,17	42,43
2	1151,7	971,6	0,7	2*1000	519,97	451,84
3	1435,8	1351,3	0,7	2*1000	616,93	734,37
4	1324,7	983,6	0,7	2*1000	233,40	750,27
5	554	567,3	0,9	1*1000	256,1	311,17

Выбираем стандартные номинальные мощности БНК

1-ая группа 1*УКМ58-0,4-100-33,3-У3

2-ая группа 1*УКМ58-0,4-500-50-У3

3-ая группа 2*УКМ58-0,4-400-50-У3

4-ая группа 2*УКМ58-0,4-400-50-У3

5-ая группа 1*УКМ58-0,4-400-50-У3

Рассчитываем экономическое значение реактивной мощности, потребляемой из сети энергосистемы.

Экономически целесообразное значение РМ, потребляемой предприятием в часы больших нагрузок из сети энергосистемы определяем по выражению

Q_э=_э ,квар, (7.5)

где - математическое ожидание расчетной активной нагрузки потребителя на границе балансового разграничения с энергосистемой;

_э - максимальное значение экономического коэффициента РМ, определяемого оптимизационным (_эо) или нормативным (_эн) методами.

Математическое ожидание расчетной активной и реактивной нагрузки потребителя

, кВт, (7.6)

, квар, (7.7)

где P_p и Q_p - расчетная активная и реактивная мощность предприятия (с учетом потерь в трансформаторах),

к_о - коэффициент приведения расчетной нагрузки к математическому ожиданию, к_о=0,9.

В расчетах компенсации определяем нормативное значение экономического коэффициентах РМ по

, (7.8)

где - базовый коэффициент реактивной мощности, для сетей 10 кВ, присоединённых к шинам подстанции с высшим напряжением 110 кВ;

а_д - основная ставка действующего тарифа на активную мощность,

а_д =926509,0 руб/(кВт•год);

b_д - дополнительная ставка действующего тарифа на активную энергию, b_д=717,4 руб/(кВт•ч);

d_max - отношение потребления энергии в квартале максимальной нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале максимальной нагрузки предприятия (при отсутствии сведений d_max=1);

k₁ - коэффициент, отражающий изменение цен на конденсаторные установки, его величина может быть принята равной коэффициенту увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию k_w .

, (7.9)

где а и b - основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа на момент разработки методики, а = 60 руб/(кВт•год), b=1,8 коп/кВт•ч;

T_max - число часов использования максимальной нагрузки предприятия. Принимаем по [1] для станкостроительного завода T_max =4500ч

Так как в результате расчета _эн <0,6 , то его значение принимаем равным 0,47.

Определим потери мощности в трансформаторах.

Потери активной Р_т и реактивной Q_т в двухобмоточных трансформаторах вычисляем по формулам

; (7.10)

, (7.11)

где _т - коэффициент загрузки трансформатора;

Р_хх - потери х.х.; кВт

Р_кз - потери к.з.; кВт

U_к - напряжение к.з.;%

S_н - номинальная мощность трансформатора, кВА;

, (7.12)

где S_м - нагрузка трансформатора.

Пример расчета для группы №1 ( ТМЗ - 1000):

Р_р =741,0 кВт; Q_р =439,6 квар.

По (7.12) коэффициент загрузки

.

По (4.10) и (4.11) найдем потери для группы №1

кВт

квар.

Для остальных групп расчет потерь аналогичен и его результаты сводим в таблицу 7.4.

Таблица 7.4.-Потери мощности в трансформаторах

№ группы	число и мощность тр-ров	Рхх кВт	Ркз кВт	Iхх %	Uк %	т	Рт, кВт	Qт квар
1	1*1000	1,9	10,8	0,5	5,5	0,82	14,177	74,52
2	2*1000	1,9	10,8	0,5	5,5	0,75	6,1017	35,72
3	2*1000	1,9	10,8	0,5	5,5	0,77	7,5445	43,07
4	2*1000	1,9	10,8	0,5	5,5	0,74	6,7336	38,94
5	1*1000	1,9	10,8	0,5	5,5	0,80	6,3009	34,41
сумма	40,858	226,7

Расчетная активная и реактивная нагрузки предприятия на шинах 10 кВ распределительного пункта определяются по выражению

(7.13)

, (7.14)

где k_нi и tg_I - средние значения коэффициентов использования и реактивной мощности для i-го подразделения предприятия;

P_нi - суммарная установленная мощность электроприемников i- го подразделения;

n - количество подразделений предприятия;

k_о - коэффициент одновременности расчетных нагрузок, принимаемый по [1] в зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и числа присоединений на сборных шинах 10 кВ РП.

Средневзвешенный коэффициент использования находим по формуле

, (7.15)

где K_иi - коэффициент использования i-го электроприемника (цеха).

P_нi - номинальная мощность i-го электроприемника (цеха).

После вычисления Q_НК1 и Q_э определяем баланс реактивной мощности на границе раздела системы электроснабжения предприятия и блока цехов по формуле:

(7.16)

Средневзвешенный коэффициент использования находим по (7.15)

Коэффициент одновременности расчетных нагрузок, по [1] в зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и числа присоединений на сборных шинах 10 кВ РП, равен 0,85.

Определяем расчетные активные по (7.13) и реактивные по (7.14) нагрузки предприятия на шинах 10 кВ распределительного пункта .

кВт,

кВт.

квар.

квар.

Q'=4951,675-(100+500+2*400+2*400+400)-2483,82=-178,145 квар.

Просьба к энергосистеме взять у завода мощность ?Q?= 178,145 квар. Суммарная мощность БНК: Q_БНК=2646 квар.

2. Экономический эффект и срок окупаемости средств компенсации реактивной мощности

Установка КУ снижает потери электрической энергии, при этом экономия полученная за счет этих потерь может покрыть затраты на установку КУ, а так же получить некоторый экономический эффект З. По величине экономического эффекта и времени окупаемости КУ мы можем судить о целесообразности их установки и принять решение об их использовании.

Экономический эффект определяем разностью приведенных затрат

З=З₁-З₂, (7.2.1)

где З₁ - приведенные затраты на установку КУ;

З₂ - после их установки.

В приведенных затратах также учитываем сэкономленные потери электрической энергии и средства компенсации реактивной мощности.

З₁=И_1пот , (7.2.2)

З₂=Е_нК_ку+И_ку+И_2пот (7.2.3)

где И_1пот и И_2пот - соответственно стоимость потерь электроэнергии до и после компенсации, имеющие место в электрических сетях завода и системы;

К_ку - стоимость установленных КУ;

И_ку - издержки по эксплуатации КУ.

И_ку=И_{ам ку}+И_{экс ку} +И_{пот ку.}, (7.2.4)

где И_{ам ку} - амортизационные отчисления на КУ;

И_{экс ку} - эксплуатационные расходы на КУ;

И_{пот ку} - стоимость потерь электроэнергии в КУ.

Принимаем удельные потери в КУ 0,0004 кВт/квар.

Определяем годовые потери электроэнергии в внутризаводских трансформаторах и линиях.

Потери активной энергии в трансформаторах

, (7.2.5)

где - время максимальных потерь, по [1] при Т_мах=4500 ч =2500 ч.

Перед определением потерь в линиях внутризаводского электроснабжения предварительно выберем сечение кабелей с помощью экономической плотности тока. Ток, протекающий по линиям, приближенно определим по мощности питающих трансформаторов.

Расчет потерь покажем на примере подстанции ТП1 и линии, питающей ее.

кВт*ч.

Аналогично находим потери энергии в ТП и линиях после и до компенсации. Все расчеты сводим в таблицу 7.6

Таблица 7.6.-Потери энергии в трансформаторах

№ тп	число тр-ров	Рхх кВт	Ркз кВт	S кВА		Wт кВт*ч
ТП1	1*1000	1,9	10,8	591,76	0,9	42084
ТП2	2*1000	1,9	10,8	1549,41	0,7	52340
ТП3	2*1000	1,9	10,8	2081,33	0,7	64409
ТП4	2*1000	1,9	10,8	1912,41	0,7	57705
ТП5	1*1000	1,9	10,8	818,43	0,9	25815
						242353
ТП1	1*1000	1,9	10,8	600,86	0,82	47644
ТП2	2*1000	1,9	10,8	1326,51	0,75	56279
ТП3	2*1000	1,9	10,8	1690,62	0,77	70665
ТП4	2*1000	1,9	10,8	1496,82	0,74	63034
ТП5	1*1000	1,9	10,8	659,04	0,80	27791
						265413

Выбор кабелей

Для технико-экономического сравнения вариантов предварительно выберем кабели.

Сечения жил кабеля выбираются по экономической плотности тока и проверяются по нагреву и термической стойкости при КЗ. Проверка по термической стойкости при КЗ производится в пункте 11 данного проекта.

Сечения жил кабеля по экономической плотности тока определяются по выражению:

, (7.1)

где I_р - расчётный ток кабеля в нормальном режиме работы, А;

j_Э - экономическая плотность тока (А/мм²), принимаемая по 2 в зависимости от времени использования максимальной нагрузки и вида изоляции и материалов жил проводника, которая для кабелей с бумажной изоляцией и Тmax = 4300 ч принимается j_Э=1,4 А/мм².

Расчётный ток кабеля в нормальном режиме работы, А:

, (7.2)

где - расчётная нагрузка линии с учётом потерь в трансформаторах и компенсацией реактивной мощности , кВ·А.

где Р_р - расчётная активная нагрузка линии с учётом потерь в трансформаторах, кВт:

, (7.3)

Q_р - расчётная реактивная нагрузка линии с учётом компенсации реактивной мощности и потерь в трансформаторах, квар:

, (7.4)

В случае 2-х трансформаторных подстанций нагрузка, потери и компенсируемая мощность делятся пополам. Определяем расчетные нагрузки для выбора кабелей 10 кВ с учетом принятых конденсаторных батарей и потерь мощности в трансформаторах, причем при расчете нагрузок коэффициент расчетной нагрузки принимаем К_р = 1.

Кабели, питающие цеховые трансформаторы, проверяются по нагреву максимальным расчетным током, который определяется по формуле:

(7.5)

где - номинальная мощность i-ого трансформатора;

N_Т - число трансформаторов, питающихся по кабелю в нормальном режиме.

Необходимо, чтобы длительный допустимый ток кабеля с учетом конкретных условий прокладки был не менее расчетного максимального тока, то есть:

(7.4)

где - коэффициент, учитывающий условия прокладки, при нормальных условиях прокладки он равен 1.

Сечения жил кабелей, которые в послеаварийных или ремонтных режимах могут работать с перегрузкой (например, двойные сквозные магистрали), выбираются по условию:

(7.5)

где - кратность перегрузки, принимается равной =1,25 - для кабелей с бумажной изоляцией;

- расчетный ток линии в послеаварийном или ремонтном режиме,

= 2•. (7.6)

Произведём выбор питающего кабеля ТП1 для 1-го варианта.

По (7.3) и (7.4) имеем:

По (9.13) расчётная нагрузка линии для 1-го варианта:

По (9.12) расчетный ток в линии от РП до ТП1 для 1-го варианта:

А.

Годовые потери в линиях электропередач

,

По аналогии рассчитываем другие линии и сводим результаты расчета токов в таблицы 7.7 и 7.8.

Таблица 7.7.-Сечение кабельных линий

№ линии	число и мощность тр-ров	Iтр А	jэ А/мм2	Fэ мм2	сечение кабеля	rуд Ом/км
ГПП-РП	8*1000	491,9	1,4	351,4	2*185	0,169
РП-ТП1	1000	57,7	1,4	41,2	50	0,625
РП-ТП5	1000	57,7	1,4	41,2	50	0,625
РП-ТП2	2*1000	115,5	1,4	82,5	95	0,329
РП-ТП4	2*1000	115,5	1,4	82,5	95	0,329
ТП2-ТП3	1000	57,7	1,4	41,2	50	0,625
ТП2-ТП3	1000	57,7	1,4	41,2	50	0,625

Таблица 7.8.-Потери энергии в линиях

№ линии	r0 Ом/км	l км	r Ом	I А	W МВт*ч
до компенсации
ГПП-РП с1	0,169	3,0	0,254	222,6	188,418
ГПП-РП с2	0,169	3,0	0,254	207,3	163,406
РП-ТП1	0,625	0,318	0,199	32,67	5,841
РП-ТП5	0,625	0,075	0,047	47,25	0,785
ТП2.1-ТП3.1	0,625	0,323	0,2	60,08	5,465
ТП2.2-ТП3.2	0,625	0,323	0,2	60,08	5,465
РП-ТП4	0,329	0,215	0,07	110,40	6,316
РП-ТП2	0,329	0,210	0,069	104,81	4,115
РП-ТП3	0,329	0,520	0,170	120,16	18,526
					323,4
после компенсации
ГПП-РП с1	0,169	3,000	0,254	194,5	143,849
ГПП-РП с2	0,169	3,000	0,254	168,4	107,833
РП-ТП1	0,625	0,318	0,199	34,67	6,14
РП-ТП5	0,625	0,075	0,047	38,05	0,509
ТП2.1-ТП3.1	0,625	0,323	0,200	48,80	3,606
ТП2.2-ТП3.2	0,625	0,323	0,200	48,80	3,606
РП-ТП4	0,329	0,215	0,070	86,42	3,962
РП-ТП2	0,329	0,210	0,069	87,09	3,039
РП-ТП3	0,329	0,520	0,170	97,61	12,225
					315,1

Определяем потери в трансформаторах ГПП 2x25 МВА. Коэффициент загрузки трансформаторов =0,7, коэффициент мощности cos=0,9. Параметры трансформаторов P_хх=25 кВт, P_кз=120 кВт.

В рабочем режиме трансформатор загружен мощностью S=0.7*S_ном=0,7*25000=17500 кВА.

Из них активной мощностью загружен на

,

реактивной мощностью

.

Считаем, что данная реактивная мощность протекает по трансформатору после компенсации, соответственно до компенсации по нему будет протекать реактивная мощность

Q₁=Q₂+Q_нк1/2=6867+2646/2=8190 квар.

Потери энергии в трансформаторах после компенсации

МВт*ч.

Потери энергии в трансформаторах до компенсации

Найдем потери в линиях электропередач, идущих от трансформаторов к системе.

Для этого определяем сечение линий

.

Ближайшее сечение 120 мм², R_уд=24,9 Ом/100км.

Потери энергии в линии после компенсации

МВт*ч.

Потери энергии в линии до компенсации

МВт*ч.

Потери энергии в ЛЭП до ближайшего источника питания (ТЭЦ).

Сечение линий

.

ТЭЦ подключена к системе двумя линиями сечением 3x240 мм², R_уд=12 Ом/100км.

В рабочем режиме генератор загружен на 95% от номинальной, соответственно по линиям протекает мощность

S=0.95*S_ном=0,95*200000/0.85=223,53 кВА.

Из них активной мощностью загружен на

,

реактивной мощностью на

.

Считаем, что данная реактивная мощность протекает по линиям после компенсации, соответственно до компенсации по нему будет протекать реактивная мощность

Q₁=Q₂+Q_нк1/2=117,75+2,646/2=119,073 квар.

Потери энергии в линии после компенсации

МВт*ч.

Потери энергии в линии до компенсации

 МВт*ч.

Определяем потери мощности и энергии в КУ

Р=0,004*2646=10,584 кВт, W=7,362*2500=18.41 МВтч.

Стоимость УКМ58-0,4-402-67-У3 - 2103,8 руб, УКМ58-0,4-100-33 1/3-У3 - 1930,55, УКМ58-0,4-536-67-У3 - 4156,8 руб руб в ценах 1991 года.

Суммарная стоимость КУ

К_ку=(52103,8+1930,55+4156,8)2200=36533,970 тыс.руб.

Издержки по эксплуатации КУ

И_{ам ку} =0,04436533,970=1607,49 тыс.руб.

И_{экс ку} =0,0336533,970=1096,02 тыс.руб.

И_{пот ку} =W_ср=18,41109,7=2019,58 тыс.руб.

И_ку=И_{ам ку}+И_{экс ку} +И_{пот ку}=1607,49+1096,02+2019,58=4723,09 тыс.руб.

Суммарные потери в элементах электроснабжения

И_2пот =_ср (W_т+W_л+W_т25МВА+W_{л до сист} +W_сист)=

=109,7(265,413+284,769+732+315,1+2064,7)=

=3661,982109,7=401719,4тыс.руб.

И_1пот =_ср (W_т+W_л+W_т25МВА+W_{л до сист} +W_сист)=

=109,7(242,353+398,337+739+323,4+2077,6)=

=3780,69109,7=414741,69 тыс.руб.

Срок окупаемости КУ

лет.

З₁=414741,69 тыс.руб.

З₂=36533,970,12+4723,09+401719,4=410826,57 тыс.руб.

З=414741,69-410826,57 =3915,12 тыс.руб.

Так как З=3915,12 тыс.руб.>0 и Т_ок=4,4<8,3 года, то установка КУ экономически целесообразна.

Размещено на Allbest.ru

...