Системы тяги и тягового электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Кафедра: "Электроснабжение транспорта"

Комплексное задание

по дисциплине: "Энергосбережение и качество электрической энергии"

Выполнила: Потапова Д.А.

Хабаровск

2012

Задача №1. Анализ условий потребления, контроля и оплаты реактивной мощности и энергии в системе тягового электроснабжения

Средние значения активной и реактивной энергии подстанции за j-й месяц в i-м квартале:

, кВт•ч

кВАр•ч

Пример расчёта приведём для подстанции №1, за I квартал:

кВт•ч

кВАр•ч

кВт•ч

кВАр•ч

кВт•ч

кВАр•ч

Результаты расчёта представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Средние значения активной и реактивной энергии подстанций за i-й месяц отчётного года

Месяц	Подстанция
	№1	№2	№3
	Wpj, кВт•ч	Wqj, кВАр•ч	Wpj, кВт•ч	Wqj, кВАр•ч	Wpj, кВт•ч	Wqj, кВАр•ч
Январь	5852992,800	5669776,000	4192032,100	5260955,400	3330966,000	2892419,400
Февраль	3900924,400	3869792,000	3948093,800	4542520,000	4430271,000	4033962,000
Март	4155239,400	3959072,000	4485559,500	4639945,100	4647737,000	3426646,800
Апрель	3511153,200	3968496,000	4090850,300	5367346,000	3694527,000	3448452,000
Май	4237691,000	4455072,000	5134225,000	5852678,400	3781226,000	3169830,000
Июнь	4815387,600	3363872,000	3706660,000	5182059,000	3510112,000	3005887,200
Июль	5050963,600	4332560,000	4576723,300	4425370,800	4271722,000	3293796,600
Август	4222164,400	3346512,000	3856930,000	4806703,400	4740184,000	3714960,000
Сентябрь	4153633,200	4269072,000	5158769,100	6078011,300	3833437,000	3292181,400
Октябрь	4428293,400	3690240,000	3736213,100	4032681,900	3901934,000	3042229,200
Ноябрь	5238889,000	4029504,000	3274884,200	4307623,900	3244746,000	3137526,000
Декабрь	3973738,800	4645040,000	3929059,600	5274104,800	4513617,000	3922513,200

Среднемесячные значения активной и реактивной энергии i-го квартала определяются:

, кВт•ч

, кВАр•ч

Пример расчёта для подстанции №1 за I-й квартал:

кВт•ч

кВАр•ч

Результаты расчёта приведены в таблице 1.2

Таблица 1.2. Среднемесячные значения активной и реактивной энергии i-го квартала

Квартал	Подстанция
	№1	№2	№3
	Wpi, кВт•ч	Wqi, кВАр•ч	Wpi, кВт•ч	Wqi, кВАр•ч	Wpi, кВт•ч	Wqi, кВАр•ч
1	4636385,533	4499546,667	4208561,8	4814473,5	4136324,667	3451009,4
2	4188077,267	3929146,667	4310578,433	5467361,133	3661955	3208056,4
3	4475587,067	3982714,667	4530807,467	5103361,833	4281781	3433646
4	4546973,733	4121594,667	3646718,967	4538136,867	3886765,667	3367422,8

электроснабжение ток трансформатор

Далее определяем отношение активной энергии, потреблённой i-й подстанцией в квартал максимальной нагрузки к максимально потреблённой активной энергии за квартал i-й подстанцией:



Для подстанции №1:

Для подстанции №2:

Для подстанции №3:

Для группы из "n" тяговых подстанций:

Определяем коэффициент реактивной мощности:

tg?б - базовый коэффициент реактивной мощности, принимаем равным 0,5-для подстанций 110 кВ;

k - коэффициент, учитывающий отличие стоимостей электроэнергии в различных энергосистемах (из задания).

Рассчитываем натуральный коэффициент реактивной мощности для I-го квартала:

Расчёт остальных tg?н и k? подобен. Результаты расчёта приведены в таблице 1.3.

Определяем суммарное для группы "n" подстанций экономическое значение реактивной энергии для каждого месяца i-го квартала:

кВАр•ч

Для I-го квартала:

кВАр•ч

Результаты расчёта для остальных кварталов приведены в таблице 1.3

Технический предел потребления реактивной энергии для группы "n" подстанций равен:

Для I-го квартала:

кВАр•ч

Результаты расчёта для остальных кварталов приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 Результаты расчёта экономического значения и технического предела реактивной энергии

Квартал	I	II	III	IV
tg ? н	0,9833	1,0365	0,9422	0,9956
k ?	0,7050	0,6689	0,7358	0,6964
Wqэ	3172548,8021	2819542,0317	3389468,8472	2916080,9696
Wqп	9086890,4000	8512427,4900	9301722,8733	8456320,8567

Суммарная мощность КУ по группе подстанций для i-го квартала равна:

кВАр

Расчёт произведём для I-го квартала:

Требуемая мощность КУ в системе тягового электроснабжения за год определяется как средневзвешенная величина поквартальных значений :

кВАр



Задача №2. Выбор мощности конкретных компенсирующих установок и их размещение в системе тягового электроснабжения

Далее производим определение входного сопротивления каждой тяговой подстанции до шин 27,5 кВ.

Для подстанции №1:

Линии l6 и l7 соединены последовательно, линия l5 параллельна им. Рассчитаем l10:

км

Линии l1 и l2 соединены параллельно. Рассчитаем l8:

км

Линии l3 и l4 соединены параллельно. Рассчитаем l9:

км



км

Для подстанции №2:

км

Для подстанции №3:

км

км

км

км

км

Входное сопротивление до шин ВН i-й подстанции:

, Ом

, Ом/км

, Ом/км

Ом

Ом

Ом

Соответственно классу напряжения (110 кВ - из задания) и мощностям трансформаторов выбираем тип трансформаторов.

Принимаем ТДТНЖ - 40000/110 и ТДТНЖ - 25000/110. Их параметры приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Параметры трансформаторов

Тип трансформатора	Uн, кВ	Uкв-с, %	?Рк, кВт	?Рхх, кВт
ТДТНЖ-40000/110	115	10,5	200	63
ТДТНЖ-25000/110	115	10,5	140	42

Расчёт сопротивлений трансформаторов производим по формулам:

Произведём расчёт для трансформаторов на 1-ой подстанции:

Таблица 2.2

№ ТП	Zт, Ом	Rт, Ом	Xт, Ом
№ 1	55,545	2,9624	55,466
№ 2	34,716	1,653	34,676
№ 3	34,716	1,653	34,676

Входное (узловое) сопротивление i-й тяговой подстанции до шин 27,5 кВ определяется:

, Ом

Произведем расчет для подстанции №1:

Результаты расчета для остальных подстанций приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Результаты расчета сопротивлений

№ ТП	Zвх, Ом	Zт, Ом	Zвх 27,5, Ом
№ 1	3,898+j8,025	2,962+ j55,466	2,354+ j21,784
№ 2	5,677+ j11,688	1,653+ j34,676	2,515+ j15,907
№ 3	7,834+ j16,129	1,653+ j34,676	3,255+ j17,431

Определим среднее значение за год реактивной мощности i-й подстанции:

кВАр

кВАр

кВАр

кВАр

Мощность КУ в кВАр на шинах 27,5 кВ i-й тяговой подстанции определяется:

кВАр

Произведём расчёт для подстанции №1:

Результаты расчёта для остальных подстанций приведены в таблице 2.4

Таблица 2.4 Мощность КУ на шинах ТП

Показатель	ТП № 1	ТП № 2	ТП № 3
QКУk, кВАр	4080,541	5342,828	3465,911

Если в результате расчета для i-й тяговой подстанции выполняется условие

где - минимальное значение мощности типовой КУ( = 1920 кВАр), то значение для рассматриваемой i-й тяговой подстанции перераспределяется между смежными узлами, и расчет повторяется, но без учета параметров данной подстанции. На данной подстанции КУ не устанавливается.

Поскольку условие не выполняется ни для одной подстанции, то компенсирующие устройства устанавливаются на каждой из них. Установка производится в отстающую фазу. Результаты расчёта задачи №2 представлены в таблице 2.5. Схема размещения КУ приведена на рисунке 2.1

Таблица 2.5 Мощность и место установки КУ

№ ТП	Место установки КУ	Мощность КУ, кВАр
1	Отстающая фаза "В"	4080,541
2	Отстающая фаза "А"	5342,828
3	Отстающая фаза "А"	3465,911



Рис. 2.1 Схема размещения КУ

Задача №3. Определение параметров компенсирующих установок

Коэффициент, учитывающий дополнительный нагрев конденсаторов высшими гармониками и солнечной радиацией, определяется:

Число конденсаторов, соединяемых последовательно, определяется:

Произведём расчёт:

Рассмотрим применение следующих типов конденсаторов: КС, КСК, КЭК с номинальной мощностью одного конденсатора 60, 75, 120 кВАр. Определим ёмкостные сопротивления одного конденсатора для всех трёх типов.

, Ом

Число параллельных КУ определяется:

Для подстанции № 1 с конденсатором мощностью 60 кВАр:

Результаты расчёта для остальных подстанций приведены в таблице 3.1.

Определим емкостное сопротивление конденсаторов для данного типа:

Ом

Ом

Ом

Установленная мощность определяется:

, кВАр

кВАр

кВАр

кВАр

Последовательно с конденсаторами КУ устанавливаются реакторы для того, чтобы КУ выполняла функции фильтра высших гармонических составляющих кривой тока. В качестве реакторов в КУ, устанавливаемых на тяговых подстанциях, используют реактор ФРОМ-3200/35 (реактор фильтровой, однофазный, масляный, номинальной мощности 3200 кВАр класс, напряжения 35 кВ). Реактор имеет пять отпаек с различной величиной индуктивности.

Индуктивность реактора определяется:

Гн

В соответствии с Lp, из паспортных данных реактора выбираем ближайшее паспортное значение индуктивности реактора Lp.nacn и номер отпайки реактора №реак.

Для подстанции №1:

Lр= 88,3 мГн, принимаем один реактор с №отпайки - III; Lрпасп = 91 мГн

Для подстанции №2:

Lр= 70,24 мГн, принимаем один реактор с №отпайки - V; Lрпасп = 75 мГн

Для подстанции №3:

Lр= 106 мГн, принимаем один реактор с №отпайки -I; Lрпасп = 107 мГн

Фактическое значение частоты настройки реактора на основании выбранного значения индуктивности реактора Lp.nacn:

Гц

где m-коэффициент, зависящий от количества и типа соединения реакторов: при одном реакторе - m=1.

Произведём расчёт для 1-й подстанции:

Гц

Индуктивное сопротивление реактора на частоте 50 Гц:

Расчет полезной мощности КУ, то есть той мощности, которая генерируется КУ в сеть, производится по формуле:



Расчёт для остальных подстанций аналогичен, поэтому его результаты приводим в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Параметры компенсирующих установок

Параметры компенсирующих установок	Подстанции
	№ 1	№ 2	№ 3
Тип конденсаторов	КСК- 1,05 - 60	КСК- 1,05 - 120	КСК- 1,05 - 75
Мощность конденсатора qном. с, кВАр	60	120	75
Число последовательных конденсаторов M, шт.	33	35	33
Число параллельных конденсаторов N, шт.	3	2	2
Сопротивление конденсатора xc, Ом	18,375	9,1875	14,7
Установленная мощность КУ кВАр	5940	8400	4950
Сопротивление конденсаторов XC, Ом	202,125	160,7813	242,55
Полезная мощность КУ кВАр	4357,509	5510,771	3619,252
Количество реакторов ФРОМ-3200/35	1	1	1
Тип соединения реакторов при Nреак>1	-	-	-
Номер отпайки реактора №реак	III	V	I
Частота настройки реактора fрез, Гц	132,9825	130,6448	134,3427
Сопротивление реакторов XР, Ом	28,574	23,55	33,598

Задача №4. Определение потерь электроэнергии за год в трансформаторах тяговых подстанций

Расчет средних токов плеч питания тяговых подстанции

Расчет средних токов плеч питания определяется по ежемесячным расходам активной и реактивной энергии за год по подстанциям. Величины токов приводятся к шинам ВН с учетом соединения обмоток трансформатора тяговой подстанции. Все нижеследующие расчеты выполняются для двух вариантов: первый вариант без КУ; второй вариант - с включением КУ.

Находим значения активных и реактивных токов для каждой тяговой подстанции без КУ и с включением КУ:

, А

, А

где , - годовое потребление активной и реактивной энергии.

Приведем пример расчета для подстанции №1 (КУ отключены):

, А

, А

По величине токов подстанции и отношению тока отстающего плеча питания к току опережающего плеча питания определяем средние токи плеч питания без КУ и с КУ на тяговых подстанциях:

, А

, А

, А

, А

где - отношение тока отстающего плеча к току опережающего.

, А

, А

, А

, А

Расчет эффективных (среднеквадратичных) токов плеч питания тяговых подстанций

Эффективные значения токов определяется:

, А

, А

, А

где , - коэффициенты формы графиков активной и реактивной токовой нагрузки плеча питания, ==1,05.

Приведем пример расчета среднеквадратичных токов плеч питания для подстанции №1:

, А

, А

, А

, А

, А

, А

Определение углов сдвига фазы между средним током и напряжением плеча питания.

При выполнении дальнейших расчетов необходимо знать значение углов сдвига фазы между средним током и напряжением плеча питания:

Для подстанции №1:

Находим значения эффективных токов в фазах обмотки трансформатора, которые зависят от типа подстанции и определяются:

Отстающая фаза:

, А

Опережающая фаза:

, А

Свободная фаза:

, А

Где - модули средних значений отстающего и опережающего плеча;

- углы зависящие от типа подстанции, значения углов приведены в таблице 4.1

Таблица 4.1 Параметры типов подстанций

Параметры	Тип подстанции
	I	II	III
Отстающая фаза	А	В	С
Опережающая фаза	С	А	В
Свободная фаза	В	С	А

Определим значения углов и для подстанции №1 (II тип):

Значения для остальных подстанций приведены в таблице 4.2:

Таблица 4.2 Параметры типов подстанций

Параметры	Номер подстанции
	1	2	3
Тип подстанции	II	I	I
Отстающая фаза	В	А	А
Опережающая фаза	А	С	С
Свободная фаза	С	В	В
	137,190	129,9650	139,870
	197,190	189,9650	199,870

Определяем значения эффективных токов в фазах обмотки трансформатора подстанции №1:

, А

, А

, А

Результаты расчетов для остальных подстанций приведены в таблице №4.4.

Произведем аналогичный расчет, но при условии, что все компенсирующие установки подключены. Пример расчета приведем для подстанции №1:

Определим ток КУ:

, А

где - сопротивления конденсаторных батарей и реакторов;

- номинальной напряжение тяговых шин подстанции, =27,5 кВ.

, А

Определим комплексное значение тока КУ:

, А

где - комплексный коэффициент, зависящий от фазы подключения компенсирующего устройства, значения коэффициента в зависимости от фазы подключения КУ и типа подстанций приведены в таблице 4.3

Таблица 4.3 Параметры типов подстанций

Параметры	Номер подстанции
	1	2	3
Тип подстанции	II	I	I
Фаза подключения КУ	В	А	А

Определим комплексное значение тока КУ подстанции №1:

, А

Значения эффективных токов в фазах обмотки трансформатора определяются:

Отстающая фаза:

, А

Опережающая фаза:

, А

Свободная фаза:

, А

Определим эффективные токи в фазах обмотки трансформатора подстанции №1:

, А

, А

, А

Результаты расчетов для оставшихся подстанций приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 Параметры подстанций

Параметр	Номер подстанции
	1	2	3
, А	96,237	90,0357	86,0992
, А	89,155	107,4353	72,5822
	1,34	1,43	0,87
, А	55,110	52,984	40,057
, А	51,055	63,223	33,768
, А	41,127	37,052	46,042
, А	38,100	44,212	38,814
=	1,05	1,05	1,05
, А	57,866	55,633	42,060
, А	53,607	66,384	35,457
, А	57,866 - j·53,607	55,633 - j·66,384	42,060 - j·35,457
, А	43,183	38,904	48,344
, А	40,005	46,423	40,755
, А	43,183 - j·40,005	38,904 - j·46,423	48,344 - j·40,755
	42,81	50,035	40,13
	42,81	50,035	40,13
	137,19	129,965	139,87
	197,19	189,965	199,87
КУ отключены
, А	-57,324	+ j	29,937	-56,9742	+ j	40,7622	-47,8623	+ j	16,4734
, А	56,779	+ j	-6,270	58,3146	+ j	-15,1405	53,6644	+ j	2,509
, А	0,5435	+ j	-23,667	-1,3404	+ j	-25,6218	-5,802	+ j	-18,9824
КУ включены
, А	118,8411	150,2951	98,7069
, А		0+ j · 150,2951	0 +j · 98,7069
, А	-125,9364	+ j	69,5507	-56,9742	+ j	140,959	-47,8623	+ j	82,278
, А	91,0855	+ j	-26,0769	58,3146	+ j	-65,2389	53,6644	+ j	-30,3933
, А	34,8500	+ j	-43,4739	-1,3404	+ j	-75,7202	-5,802	+ j	-51,8847

Определение среднегодовых потерь мощности в трансформаторах подстанций

Известно, что потери мощности в трансформаторах складываются из потерь холостого хода (постоянные потери) и нагрузочных потерь (переменные потери). Постоянные потери определяются паспортной величиной потерь мощности холостого хода трансформатора , значением напряжения на вводах трансформатора (принимаем ) и числом включенных трансформаторов .



Определим потери холостого хода трансформаторов всех подстанций:

, кВт

Нагрузочные потери определяются:

где - номинальный ток в обмотке ВН трансформатора i-й подстанции:

, А

- потери короткого замыкания трансформатора;

- модули эффективных токов соответственно в фазах А, В, С обмотки ВН трансформатора подстанции.

Рассчитаем номинальный ток в обмотке ВН трансформаторов подстанций:

, А

, А

Найдем переменные потери в трансформаторе подстанции №1 при отключенных КУ:

, кВт

Найдем переменные потери в трансформаторе подстанции №1 при включенных КУ:

, кВт

Расчеты постоянных и переменных потерь в трансформаторах других подстанций приведены в таблице 4.5.

Таблица 4.5 Значения постоянных и переменных потерь в трансформаторах подстанций

Параметр	Номер подстанции
	1	2	3
	1	1	1
, кВт	42	63	63
, кВт	168
КУ отключены
, кВт	65,0972	41,7256	26,5096
, кВт	133,3323
КУ включены
, кВт	266,5273	165,6530	70,7386
, кВт	502,919

Определяем потери активной электроэнергии в трансформаторах СТЭ:

- при отключенных КУ:

, кВт час/год

- при применении КУ:

, кВт час/год

Определяем потери активной мощности за год в компенсирующих устройствах, которые складываются:

- из диэлектрических потерь в конденсаторах;

- из потерь в магнитопроводе реакторов и потерь в обмотке.

Потери мощности в силовых конденсаторах равны:

, кВт

где, - тангенс угла диэлектрических потерь, ;

- ток компенсирующего устройства, А:

, А

Потери мощности в реакторах ФРОМ определяется:

- потери в магнитопроводе (потери холостого хода):

, кВт

- потери в обмотке:

, кВт

где, , - паспортные значения потерь мощности соответственно в стали и меди реактора ФРОМ, ,кВт; - номинальный ток реактора, ,А.

Приведем пример расчета для подстанции №1:

, кВт

, кВт

, кВт

Результаты расчетов для остальных подстанций приведены в таблице 4.6.

Определяем потери электроэнергии в КУ группы тяговых подстанций за год:

Таблица 4.6 Параметры подстанций

Параметры	Подстанция
	1	2	3
, А	158,4549	214,7703	131,6092
, кВт	6,3703	8,8	5,2837
, кВт	10	10	10
, кВт	31,6965	58,2302	21,866
, кВт час/год	1421282
, кВт час/год	5877250
, кВт час/год	2639671

Вывод: применение КУ на п/ст не целесообразно, так как реактива на них мало и п/станцией реактив не генерируется, как например на линии. Применение КУ приводит к увеличению токов, следовательно, к увеличению потерь мощности и энергии.

Задача №5. Определение потерь электроэнергии за год в линиях электропередачи

Эффективные значения фазных токов определяются:

, А

где I ЛЭПзар - ёмкостный ток примыкающих высоковольтных линий к шинам ВН подстанции, А.

А

где b0 - удельная емкостная проводимость ЛЭП, См/км

l - длина j-го участка ЛЭП, примыкающего к п/ст.

Произведём расчёт для подстанции № 1 без КУ:

А

Фазные токи на участках ЛЭП:

А

А

А

Расчёт для остальных подстанций подобен. Его результаты приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 Результаты расчёта эффективных фазных токов с учётом зарядного тока линии

П/ст	№ 1	№ 2	№ 3
, А	17,845	24,223	10,315
Состояние КУ	КУ откл	, А	56,779+j11,575	-56,9742+j64,9852	-47,8623+j26,788
		, А	-41,870+j21,015	19,6373-j37,7333	3,131-j24,14
		, А	-14,911-j32,590	37,337-j27,252	44,731-j2,6485
	КУ вкл	, А	91,0855-j8,232	-56,9742+j165,182	-47,8623+j92,593
		, А	-110,482+j60,628	19,637-j87,832	3,131-j57,0422
		, А	19,396-j52,396	37,337-j77,3504	44,731-j35,5508

Определение эффективных значений фазных токов на участках ЛЭП выполняем методом преобразования электрической сети. Произведём расчёт для фазы А без КУ.

Расчётная схема на первом этапе расчёта будет выглядеть:

Перенесём нагрузку транзитной подстанции №3 на ИП2 и опорную подстанцию №2:

Произведём расчёт токов:

А

А

Преобразуем схему:

Рассчитаем токи:

км

км

км

А

А

А

А

А

А

Произведём возврат нагрузки:

А

А

А

А

Баланс токов:

Расчёт для остальных фаз подобен. Результаты его расчёта представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 Результаты расчета токов на участках ЛЭП

Фаза	А	В	С
Состояние КУ	КУ откл	I1	-0,4597	j	33,2881	-13,5897	j	-7,1298	14,0489	j	-26,1587
		I2	-0,4597	j	33,2881	-13,5897	j	-7,1298	14,0489	j	-26,1587
		I3	-28,8492	j	27,5006	7,3452	j	-17,6373	21,5044	j	-9,8637
		I4	-28,8492	j	27,5006	7,3452	j	-17,6373	21,5044	j	-9,8637
		I5	-13,1989	j	12,5819	3,3605	j	-8,0693	9,8386	j	-4,5127
		I6	13,9231	j	-2,5980	1,5862	j	5,6107	-15,5105	j	-3,0118
		I7	-33,9389	j	24,1899	4,7172	j	-18,5292	29,2205	j	-5,6603
	КУ вкл	I1	16,693	j	70,5504	-47,8958	j	-10,9061	31,2024	j	-59,6443
		I2	16,693	j	70,5504	-47,8958	j	-10,9061	31,2024	j	-59,6443
		I3	-28,8497	j	74,6664	7,3451	j	-41,2201	21,5044	j	-33,4463
		I4	-28,8497	j	74,6664	7,3451	j	-41,2201	21,5044	j	-33,4463
		I5	-13,1991	j	34,1608	3,3605	j	-18,8587	9,8386	j	-15,3021
		I6	13,9244	j	-18,3116	1,5862	j	13,4670	-15,5105	j	4,8444
		I7	-33,9378	j	74,2813	4,7172	j	-43,5751	29,2205	j	-30,7063

Суммарные среднегодовые потери мощности на участках ЛЭП для одной фазы, кВт, рассчитываются по выражению:

Произведём расчёт для фазы А без КУ:

Для остальных фаз расчёт подобен. Его результаты отражены в таблице 5.3

Таблица 5.3

Результаты расчёта суммарных среднегодовых потерь мощности для каждой фазы в ЛЭП

Показатель	А	В	С
, кВт	КУ откл	92,058	20,178	47,933
	КУ вкл	379,349	124,990	161,642

Определяем суммарные потери активной электроэнергии в ЛЭП без КУ и с включением КУ за год , кВтч, по формуле:

1) без КУ:

кВт

2) с КУ:

кВт

Вывод: суммарные потери активной мощности и электроэнергии в ЛЭП при включении КУ больше чем без него.

Применение КУ является не эффективным.

Задача №6. Оценка экономической эффективности от применения компенсирующих установок

Экономическим критерием, которым определяется эффективность применения КУ, являются ежегодные приведенные затраты, тыс.руб./год, вычисляемые по формуле:

где - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений. Для устройств электроэнергетики принимаем ;

- единовременные капитальные вложения в КУ, тыс. руб.;

- стоимость реактивной электроэнергии за год, тыс. руб.;

- ежегодные издержки (расходы) соответственно на амортизацию и обслуживание КУ, тыс. руб.;

- стоимость потерь активной электроэнергии за год в системе тягового электроснабжения.

Находим капитальные вложения в компенсирующие установки по укрупненным показателям стоимости строительства, тыс. руб.:

где - стоимость 1 кВАр установленной мощности КУ, руб./кВАр. =6,5 руб./год;

- повышающий коэффициент, учитывающий увеличение цен по сравнению с 1990 г. принимаем =88;

- коэффициент учитывающий наличие второго реактора в k-й КУ. При последовательном соединении , при параллельном - ;

- установленная мощность k-й КУ.

тыс. руб.

Находим издержки на амортизацию и обслуживание КУ:

где - норма отчислений соответственно на амортизацию и обслуживание, %. Для КУ - .

, тыс. руб.

, тыс. руб.

Определяем стоимость реактивной электроэнергии за год, тыс. руб., оплачивается величина потребленной реактивной энергии сверх экономического значения реактивной энергии по цене 8% от тарифа на активную электроэнергию, тыс. руб.:

- без компенсирующих установок:

- при применении компенсирующих установок:



где - тариф на активную электроэнергию, руб./кВт·ч, =2,445 руб./кВт·ч;

- время работы КУ, ч/год, ч/год.

- без компенсирующих установок:

- при применении компенсирующих установок:

На основании результатов расчетов определяем стоимость потерь активной электроэнергии за год:

- без компенсирующих установок:

- при применении компенсирующих установок:

Ежегодные приведенные затраты, тыс. руб./год:

- без компенсирующих установок:

- при применении компенсирующих установок:

Вывод: для выяснения эффективности применения компенсирующих установок определим ежегодные приведенные затраты при отсутствии КУ:

Ежегодные приведенные затраты при отсутствии КУ больше приведенных затрат при применении КУ на 32,5 %:

,

Следовательно, применение КУ считается экономически выгодным.

Размещено на Allbest.ru

...