Таким образом размещаем ЦРП в точке на генплане с координатами:

X =291 м Y =339 м

6. Выбор варианта компенсации реактивной мощности

Рассмотрим несколько вариантов, в зависимости от расположения компенсирующих устройств – на низкой стороне ТП, на высокой и смешанная установка на низкой и высокой сторонах одновременно. Необходимо выбрать наиболее выгодный вариант с учетом потерь в трансформаторах.

6.1 Установка КУ на стороне низкого напряжения ТП 0,38 кВ

В этом случае

QКУ НН =ΣQр.цi,                                                              (6.1)

где Qр.цi- расчётные реактивные нагрузки НН цехов без учета потерь активной мощности в трансформаторах в виду их малости,

Qр.НН=9778,06 квар.

Предварительно определяем требуемое количество трансформаторов, для чего распределяем мощности ЭП,питающихся от одних и тех-же подстанций, по группам. После этого определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки.

Далее определяем суммарную реактивную мощность групп ЭП - Qрасч.сумм., квар., определяем тип и требуемую мощность компенсирующих устройств Qку.треб.(на одну секцию), квар на каждой из секций подстанций согласно стандартному ряду. КУ устанавливаем на стороне НН каждой ТП.

По табл. 9.2 [5,221] принимаем к установке:

4*УКН-0,38-600 Н------ ККУ=4,46 тыс.у.е.., Qном=600 квар;

13* УКН-0,38-500 Н---- ККУ=3,64 тыс.у.е.., Qном=500 квар;

5* УКН-0,38-324 Н----- ККУ=2,91 тыс.у.е.., Qном=324 квар;

Их суммарная мощность 10520 квар.

На заводе установлено 7 двух-хтрансформаторных и 1 одно-трансформаторных КТП с трансформаторами мощностью по 1000 кВА;

1 двух-хтрансформаторная и 2 одно-трансформаторных КТП с трансформаторами мощностью по 630 кВА

Капиталовложения на сооружение КТП по табл. 2-20 [4,132]:

K2*1000 = 30,65 тыс. у.е.; K1*1000 = 15,50 тыс. у.е.;

K2*630 = 25,47 тыс. у.е. K1*630 = 13,14 тыс. у.е

На КТП принимаем к установке трансформаторы типа ТМ-630/10/0.4 и ТМ-1000/10/0.4 (по табл.2-93 из [2.263]).

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по (6.7)-(6.9).

Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.

;                                               (7.2)

 квар;

                                      (7.3)

 квар;

;                                                       (7.4)

 кВт;

                                                         (7.5)

 кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

;                                                                    (7.6)

 кВт, 

Приведенные потери мощности для n трансформаторов по (5.3 ):

                    (7.7)

∆P1=4*2,9 + (1*0,603 2+1*0,698 2 +2*0,6632 )*9,33+

15*5,3+(1*0,622 2 +2*0,612 2 + 2*0,6552 + 2*0,6962 + 2*0,622 2 + 2*0,6982 + 2*0,822+2*0,82 2)*15,45 = (11,6+16,14)+(79,5+114,34) = 221,58 кВт

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах завода с учётом того, что они работают при заданных kЗi круглый год по [2]:

                   (7.8)

∆W = 91,1*8760 + 130,48*4477 = 13,822*105 кВт*ч

где t - время максимальных потерь, t=4477 ч. из предыдущего расчета

Стоимость потерь электроэнергии при стоимости потерь 1 кВт*ч с0=0,015 у.е./кВт*ч

Сп1= b *DW1;                                             (7.9)

Сп1=0,015*13,822*105= 20 733 у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ проведем по ф-ле 2-49 (2.63) с учетом нормативных коэффициентов экономической эффективности капитальных затрат:

З = рН         К + СЭ        = рН К +(Са + Ст.р)К     .+ Сп                     (7.10)

где    К – капитальные вложения на КТП и КУ, тыс. у.е.

рН - нормативный коэффициент экономической эффективности, рН = 0,125;

СЭ – ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. у.е./ год;

Са - отчисления на амортизацию, Са= 6,4% табл. 56.1 (3,526)

Ст.р – отчисления на текущий ремонт, Ст.р =3% табл. 56.1 (3,526);

Сп - стоимость потерь электроэнергии из расчета по ф-ле (7,10), тыс. у.е.

KКУ=4*Kку600+ 13*Кку500+5*Кку324 =4*4,46 + 13*3,64 +5*2,91 =79,71 тыс.у.е.

KКТП=7*К2*1000+1*К1*1000 +1*К2*630 +2*К1*630

KКТП=7*30,65+1*15,5 +1*25,47+2*13,14 = 281,8 тыс.у.е.

К1 = KКУ + KКТП =79,71 + 281,18 =360,89 тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №1 при сроке окупаемости 8 лет (pН=0,125):

З1=0,125*360,89+(0,03+0,064)360,89+20,733 = 99,768тыс.у.е. (7.12)

6.2 Установка КУ на стороне высокого напряжения ТП 10 кВ

В этом случае QКУ ВН = QВН = ΣQр.цi + SDQтр,                                (7.13)

где    Qр.цi- расчётные реактивные нагрузки цехов, квар;

SDQтр – потери реактивной мощности в трансформаторах, квар;

Qр.ВН= 10756 квар.

Предварительно определяем требуемое количество трансформаторов, для чего распределяем мощности ЭП,питающихся от одних и тех-же подстанций, по группам. После этого определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки с учетом прохождения через трансформаторы полной мощности нагрузки и потерь в трансформаторах, учитывая что потери DQтр уменьшают установленную мощность КУ на ВН (т.к. поток направлен от потребителя)

Далее аналогично п.7.1. Результаты расчета приведены в таблице 7.2

Приведенные потери мощности для n трансформаторов по (7.7 ):

∆P2= (10*2,9 + (2*0,785 2+4*0,768 2 +4*0,7172 )*9,33)+

(14*5,3+(2*0,828 2 +2*0,715 2 + 1*0,5382 + 3*0,7862+ 2*0,592 2 + 4*0,8452 )*15,45) = (29+52,7)+(74,2+125,04) = 280,94кВт

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах по (7.8 ):

∆W2 = 103,2*8760 + 177,74*4477 = 16,998*105 кВт*ч

Стоимость потерь электроэнергии по ф-ле (7.9)

Сп2=0,015*16,998*105= 25 496,6 = 25,496 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ по ф-ле (7.10)

З = рН         К2 + СЭ2 = рН К2 +(Са + Ст.р)К2.+ Сп                                    

KКУ=2*Kку500+ 3*Кку450+19*Кку330 =2*3,23 + 3*2,62 +19*2,33 = 58,59 тыс.у.е.

KКТП=6*К2*1000+2*К1*1000 +5*К2*630

KКТП=6*30,65+2*15,5 +5*25,47= 342,25 тыс.у.е.

К2 = KКУ + KКТП =58,59 + 342,25 =400,84тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №2

З2=0,125*400,84+(0,03+0,064) 400,84+25,496= 113,28тыс.у.е.

6.3 Смешанная установка КУ “50/50” на стороне 0,38 кВ ина стороне 10 кВ

Согласно таблице 4.1 и по условию компенсации “50/50” мощности, подлежащие компенсации составят:

QКУ НН = Qр.НН = = 4889,03 квар.

QКУ ВН = Qр.ВН =  = 5378 квар.

Определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки с учетом прохождения через трансформаторы 50% реактивной мощности нагрузки и потерь в трансформаторах, учитывая что потери DQтр уменьшают установленную мощность КУ на ВН (т.к. поток направлен от потребителя)

Далее аналогично п.7.1. Результаты расчета приведены в таблице 7.3

∆P3= (10*2,9 + (2*0,763 2+4*0,748 2 +4*0,7042 )*9,33)+

(14*5,3+(2*0,81 2 +2*0,878 2 + 1*0,5252 + 3*0,7722+ 2*0,578 2 + 4*0,8372 )*15,45) = (29+50,24)+(74,2+129,59) = 283,035кВт

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах по (7.8 ):

∆W3 = 103,2*8760 + 179,83*4477 = 17,092*105 кВт*ч

Стоимость потерь электроэнергии по ф-ле (7.9)

Сп3=0,015*17,092*105= 25 637 = 25,637 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ по ф-ле (7.10)

З = рН         К3 + СЭ2 = рН К3 +(Са + Ст.р)К3.+ Сп

KКУ=4*Kку150+ 13*Кку220+5*Кку300 +2*Кку320 +17*Кку330

KКУ =4*2,15 + 13*3,15 +5*4,16 +2*4,4 +17*2,33 = 118,76 тыс.у.е.

KКТП=6*К2*1000+2*К1*1000 +5*К2*630          

KКТП=6*30,65+2*15,5 +5*25,47= 342,25 тыс.у.е.

К3 = KКУ + KКТП =118,76 + 342,25 = 461,1тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №3

З3=0,125*400,84+(0,03+0,064) 400,84+25,496= 126,62тыс.у.е.

Таким образом суммарные годовые затраты для варианта №1 при сроке окупаемости 8 лет (pН=0,125) являются минимальными и отличаются от остальных вариантов более чем на 10% в пользу экономичности.

З1 = 99,768 тыс.у.е.               

З2 =113,28 тыс.у.е.               

З3 = 126,62 тыс.у.е.              

Принимаем к исполнению вариант компенсации реактивной мощности на низкой стороне ТП-0,38 кВ.

7. Выбор оптимального варианта внутреннего электроснабжения

7.1 Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода

Размещаем ЦРП в центре нагрузок, в точке с координатами Х = 291 м, Y = 339 м. Составим и проанализируем различные варианты схемы электроснабжения с целью выявления оптимального. Три варианта схем внутреннего электроснабжения завода показаны на рис.8.1, 8.2, 8.3.

Выбор оптимальной схемы внутреннего электроснабжения предприятия производится по минимуму приведенных затрат.

Приведенные затраты на кабельныхе линии определяются по формуле (8.1а)

З = рН К + СЭ = (рН +Са + Ст.р)К + Сп                                  

где    К –. капитальные затраты на приобретение кабеля, тыс.у.е.

Ко –.удельная стоимость кабеля, тыс.у.е./км

рН - нормативный коэффициент экономической эффективности, рН = 0,125;

СЭ – ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. у.е./ год;

Са - отчисления на амортизацию, Са= 4,3% табл. 56.1 (3,526)

Ст.р – отчисления на текущий ремонт, Ст.р =2% табл. 56.1 (3,526);

Сп - стоимость потерь электроэнергии, тыс. у.е.

Сп = n*3*Iр 2*R0*l* β* τ

где n - число параллельно прокладываемых кабелей

Ip-расчетный ток кабеля, А,

l – длина кабельной линии, км.

b - стоимость потерь1 кВт*ч, β=1,5*10 -5кВт*ч/тыс.у.е;

Ro-удельное сопротивление кабеля,Ом/км

τ=4477ч.- время наибольших потерь

ЗКЛ= n *(рН +Са + Ст.р)*К + n*3*Iр 2*R0*l* β* τ                             (8.1б)

Расчетный ток кабельной линии находим по формуле:

,                                                (8.2)

где    Рр -расчетная мощность ТП, кВт

Uн – номинальное напряжение кабеля, кВ

n – количество кабелей в линии

Расчетное сечение кабеля определяется по формуле:

,                                                                  (8.3)

где jэ- экономическая плотность тока, А/мм2. При Тmax=5909 ч по [2.628] jэ=1,2 А/мм2.

Расчет приведенных затрат на кабельные линии представлен в табл.8.1,8.2.,8.3

В настоящих расчетах кабели питающие цеха высоковольтной нагрузки не учитываются т.к. во всех вариантах схем они не меняются. Из схем представленных на рис.8.1, 8.2, 8.3 составляем оптимальную. Учитывая сложность технико-экономического сравнения прокладки траншей для узлов по вариантам, чтобы избежать повторного счета (количество кабелей в траншеях по участкам для разных вариантов неодинаково) приведенные затраты на прокладку кабельных линий определим по формуле:

ЗПРОКЛ = рнS(Ск о* lКЛ)                               (8.4)

где    Ск о –удельная стоимость 1м траншеи по количеству кабелей в ней,тыс.у.е;

lКЛ – длина траншеи с одинаковым количеством кабелей в ней, м

Проведем расчет приведенных затрат на кабельную линию W11' питающую по магистральной схеме подстанции ТП11,ТП12, ТП13 от ЦРП. Таким образом по ней протекает ½ расчетной мощности цехов № 3, 6, 7,9, 23, 24, т.к. по условию надежности электроснабжения питание выполняется двумя кабелями - W11',W11'':

ЭП № 3, 6, 7,9, 23, - второй категории, ЭП №24 (3-ая категория)

P11’= (Pр3 + Pр6+ Pр7+ Pр9 + Pр23 + Pр24)/2

P11’=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/2 = 2049 кВт

Значение тока в кабеле определим по формуле (6,2):

Ip11’’= Pp11’ / (1,733*Uном)

Ip11’’= 2049/ (1,733*10) = 118,44A

Определяем сечение жил кабеля по экономической плотности тока Jэ=1,2

Fp11’’ = Ip12 / 1,2 = 118,44/1,2= 98,7мм2

принимаем ближайшее стандартное сечение жил кабеля ААШв (3´120) по[4.124]

при Iдоп=240А, Ro=0,258 Ом/км Cко= 3,08 у.е.

Ток в линии W11’ при обрыве линии W11’’ наибольший и составляет:

Ia= (Pр3 + Pр6+ Pр7+ Pр9 + Pр23 + Pр24)/1,73*Uном

Ia=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/1,73*10=4098/1,73*10 = 236,9А

Активное сопротивление кабеля при длине линии W11’ по плану (рис.8,1) L12=200м:

R11’= L12* Ro=200*0,258 *10-3 = 0,0516 Ом

Стоимость кабеля при удельной стоимости 1м Ск о = 3,08 у.е.

Ск11’ = 200*3,08*10-3 = 0,616 тыс.у.е.

Стоимость потерь электроэнергии в кабеле:

Сп11’=3*118,442*0,0516*0,015*4477*10-6=0,146 тыс.у.е.

Общие приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию кабельной линии с учетом стоимости потерь энегии в ней при n=1 определим по формуле (6,1)

З11 = (0,125+0,043+0,02)*0,616 + 3*118,442*(0,258*200)*0,015*4477*10-6= 0,262 тыс.у.е.

Рассчитаем аналогично все остальные кабели в этом варианте и все остальные варианты схемы электроснабжения и занесем результаты в табл. 8.1, 8.2, 8.3.Определим наиболее экономичный вариант, сравнивая стоимость узлов по вариантам.

Как видно из расчета, наиболее экономичным является 1-ый вариант состоящий из узлов:

Узел1 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=1,093 тыс.у.е./год

Узел2 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,565 тыс.у.е./год

Узел3 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,481 тыс.у.е./год

Узел4 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,77 тыс.у.е./год

Таким образом, оптимальным является первый вариант внутреннего электроснабжения,

С суммарными приведенными затратами:

ЗS= 2,909 тыс.у.е.

Для оптимального варианта схемы электроснабжения проведем подсчет затрат на прокладку кабельных линий по участкам, в зависимости от количества кабелей в одной укладке – n (шт), проложенных в траншее или по помещению, и взависимости от длины прокладки линии – L (м). Учитываем что удельная стоимость одного километра линии различается по количеству кабелй в ней, и приведена в таблице для каждого числа кабелей(n) в отдельности. Например: для n = 1 Суд=1,27 тыс.у.е./км

Удельные стоимости прокладки кабельных линий взяты в соответствии с [4.130]

Приведенные затраты на прокладку кабельных линий составят:

ЗПРОКЛ= 0,125*5,62254 = 0,703 тыс.у.е.

Таким образом схема внутреннего электроснабжения на напряжении Uн=10кВ более экономически выгодна чем при напряжении Uн=6кВ,что видно из таблиц 8,4 и 8,5

Однако определяющим фактором в окончательном выборе являются:

а) приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки в

варианте сети на 10 кВ (отсутствуют в сети 6 кВ),

б) приведенные затраты на линиию W*ГПП-ЦРП при 10 и 6 кВ длинной L=1,5 км

в) приведенные затраты на линии питающие ВВ нагрузку

7.2 Расчет приведенных затраты на ТП 10/6 кВ

Определим минимальные приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки

Проанализируем два варианта питания трансформаторами 10/6 кВ разной мощности

Намечаем два типоразмера трансформаторов Sном =1600 кВА и Sном =2500 кВА:

Вариант 1. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х1600,

питающих цеха №20 Руст=1440 кВт, №21 Руст=1260 кВт.

С учетом коэффициента спроса, в соответствии с расчетом нагрузки завода суммарная расчетная мощность составит (по таблице 4.1) - РрS=2160кВт

Вариант 2. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х2500кВА при РрS=2160кВт

Данные которых, определенные аналогично п.7,.приведем в таблице 8.7

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8