Курсовая работа: Технико-экономическое обоснование выбора устройств компенсации реактивной мощности и напряжения питающей линии ГПП инструментального завода

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Факультет - Энергетический институт

Направление (специальность) - Оптимизация развивающихся систем электроснабжения

Кафедра - Электроснабжения промышленных предприятий

Курсовой проект по курсу

Специальные вопросы электроснабжения

Технико-экономическое обоснование выбора устройств компенсации реактивной мощности и напряжения питающей линии ГПП инструментального завода

Студент гр. 9М300

Мельничук И.М.

Принял профессор

Кабышев А.В.

Томск - 2010

Содержание

Введение

Исходные данные

1. Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питающей линии ГПП предприятия

1.1 Выбор напряжения питающей линии ГПП предприятия

1.2 Расчет по суточному графику нагрузки

1.3 Выбор номинальной мощности трансформаторов ГПП по графику нагрузки

1.4 Проверка возможности перегрузки выбранных трансформаторов работать с перегрузкой по заданному графику нагрузки

1.5 Составление схемы внешнего электроснабжения и приемной подстанции

1.6 Экономический режим работы трансформаторов

1.7 Распределение нагрузок между параллельно работающими трансформаторами

1.8 Выбор сечения проводов ВЛЭП 35 и 110 кВ

1.9 Определение суммарных приведенных затрат на сооружение воздушной ЛЭП

1.10 Определение суммарных приведенных затрат на установку оборудования

1.11 Выбор оптимального варианта питающего напряжения ГПП

2. Технико-экономическое обоснование выбора устройств компенсации реактивной мощности в системе электроснабжения предприятия

2.1 Расчет реактивной мощности, поставляемой энергосистемой предприятию, определение вариантов суммарной мощности компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ

2.2 Технико-экономическое сравнение вариантов компенсации реактивной мощности

2.3 Распределение мощности батарей конденсаторов по узлам нагрузки сети напряжением 0,4 кВ

Заключение

Список литературы

Введение

При проектировании, оптимизации, реконструкции и техническом перевооружении электроснабжения предприятия помимо выбора основного оборудования и выбора схемы электроснабжения важным является также технико-экономическое обоснование выбора той или иной схемы электроснабжения, питающего напряжения, а следовательно и выбора основного оборудования.

Как правило, для технико-экономического сопоставления намечают два и более вариантов электроснабжения (питающего напряжения, схемы электроснабжения, трансформаторов подстанций, устройств и схем компенсации реактивной мощности). Такое сравнение позволяет выбрать наиболее эффективный вариант.

Техническое сопоставление основано на сравнении режимов работы, показателей и характеристик оборудования. Выбирается вариант с наиболее эффективными и наилучшими показателями работы оборудования.

Экономическое сравнение основано на расчете стоимости реализации варианта (по приведенным затратам) и выбирается вариант с минимумом приведенных затрат. Оценка базируется на двух основных показателях: капитальных вложениях для создания производства и издержек производства продукции.

Варианты системы электроснабжения, подлежащие сопоставлению, должны соответствовать требованиям нормативных документов и руководящих указаний по проектированию. Рассматриваемые варианты должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект у потребителей: полезный отпуск электроэнергии и мощности в течении каждого года всего рассматриваемого периода.

Главные технические показатели, которым должны соответствовать рассматриваемые варианты, - бесперебойность электроснабжения, качество электроэнергии, устойчивость работы системы электроснабжения.

Исходные данные

1. Суточный график активной и реактивной мощности предприятия

Рис.1.Суточные графики активной и реактивной мощности

2. Данные нагрузок по предприятию и по инструментальному цеху:

Таблица 1.

Данные нагрузок по предприятию и по инструментальному цеху

Часть 1. Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питающей линии ГПП предприятия

1.1 Выбор напряжения питающей линии ГПП предприятия

Экономически целесообразное напряжение питающей линии ГПП можно оценить по формуле Илларионова:

(1.1.1)

Подставив исходные значения, получаем:

Тогда в качестве напряжения питающей линии намечаем два варианта:

35 кВ

110 кВ

Окончательный вариант напряжения питающей линии получаем в результате технико-экономического сравнения вариантов.

1.2 Расчет по суточному графику нагрузки

Мощность каждой ступени:

(1.2.1)

(1.2.2)

,где: (1.2.2)

и -

расчетные активная и реактивная мощности предприятия со стороны высшего напряжения трансформаторов ГПП.

Таким образом, для суточного графика, представленного на рис.1. получим:

Аналогично для других ступеней. Значения активной , реактивной и полной мощности для последующих ступеней приведем в таблице 2.

Таблица 2.

Значения активной, реактивной и полной мощности по графику нагрузки

Таким образом, получаем суточный график:

Рис.1.2.1 Суточные графики полной, активной и реактивной мощности

Потребляемая активная и реактивная суточная энергия:

, где: (1.2.4)

-мощность -ой ступени,-время -ой ступени.

, где: (1.2.5)

-мощность -ой ступени,-время -ой ступени.

Средняя полная мощность предприятия за сутки:

(1.2.6)

Определяем число часов использования максимальной нагрузки:

Число часов использования максимальной нагрузки () - это такое время, в течение которого через электрическую сеть, работающую с максимальной нагрузкой, передавалось бы такое же количество электроэнергии, которое передается через нее в течение года по действительному графику нагрузки:

Перестраиваем суточный график активной мощности предприятия в годовой по продолжительности.

(1.2.7)

(1.2.8)

Рис.1.2.2. Годовой график нагрузки по продолжительности

1.3 Выбор номинальной мощности трансформаторов ГПП по графику нагрузки

Совокупность допустимых нагрузок, систематических и аварийных перегрузок определяет нагрузочную способность трансформаторов, в основу которой положен тепловой износ изоляции трансформатора. Выбор трансформатора без учета нагрузочной способности может привести к необоснованному завышению их установленной мощности, что экономически нецелесообразно.

Рис.1.3.1 Суточные графики нагрузки завода

Так как мощность трансформатора неизвестна, то пользуемся следующим подходом:

1. на исходном графике проводят линию средней нагрузки Sср;

2. выделяется пиковая часть – участок наибольшей перегрузки с продолжительностью Н’( пересечение графика полной мощности и прямой Sср);

Продолжительность наибольшей перегрузки составляет Н’=12 часов

3. Определяем начальную загрузку графика К1:

(1.3.1)

4. Предварительно определяем перегрузку К’2:

(1.3.2)

5. Полученное значение К’2 меньше чем

,

поэтому принимаем:

,

а продолжительность перегрузки Н скорректируем по формуле:

(1.3.3)

6. По полученным значениям К1 и Н определяем допустимый коэффициент систематической перегрузки К2доп.

При температуре 20С определяемК2доп =1,1[2, табл.1.36]

7. Определяем номинальную мощность трансформатора

(1.3.4)

Исходя из полученной мощности намечаем 2 варианта ближайшей номинальной мощности трансформатора:

· Sном.тр.1=4 МВА

· Sном.тр.2= 6,3МВА

Выполняем расчет коэффициентов К1 и К2 для каждого из вариантов номинальной мощности трансформаторов:

1 вариант: S ном.тр=4МВА

1. на исходном графике проводят линию средней нагрузки Sном.тр;

2. выделяется пиковая часть – участок наибольшей перегрузки с продолжительностью Н’( пересечение графика полной мощности и прямой Sном.тр);

Продолжительность перегрузки составляет Н’=14 часов.

3. Определяем начальную загрузку графика К1:

(1.3.5)

4. Предварительно определяем перегрузку К’2:

(1.3.6)

5. Полученное значение К’2 меньше чем

,

поэтому принимаем:

,

а продолжительность перегрузки Н скорректируем по формуле:

6. По полученным значениям К1 и Н определяем допустимый коэффициент систематической перегрузки К2доп.

При температуре 20С определяемК2доп =1,105[2, табл.1.36]

7. Сравнивая полученное значение К2 с К2доп можно сделать вывод, что

К2=1,705> К2доп следовательно трансформатор не может систематически перегружаться по данному графику нагрузки, следовательно, данный вариант мощности трансформатора отпадает.

2 вариант: S ном. тр = 6,3 МВА

1. на исходном графике проводят линию средней нагрузки Sном.тр;

2. выделяется пиковая часть – участок наибольшей перегрузки с продолжительностью Н’( пересечение графика полной мощности и прямой Sном.тр);

Продолжительность перегрузки составляет Н’=9 часов.

3. Определяем начальную загрузку графика К1:

4. Предварительно определяем перегрузку К’2:

5.Полученное значение К’2 больше чем

,

поэтому принимаем:

,

а продолжительность перегрузки Н =Н’=9 час

6. По полученным значениям К1 и Н определяем допустимый коэффициент систематической перегрузки К2доп.

При температуре 20С определяемК2доп =1,155[2, табл.1.36]

7. Сравнивая полученное значение К2 с К2доп можно сделать вывод, что

К2доп=1,155> К2 следовательно трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки, следовательно, данный вариант мощности трансформатора проходит по данной проверке.

1.4 Проверка возможности перегрузки выбранных трансформаторов работать с перегрузкой по заданному графику нагрузки

1) Нормальный режим

Коэффициент загрузки трансформатора составит:

(1.4.1)

Трансформаторы в часы максимума нагрузки также смогут пропустить всю мощность, так как их суммарный коэффициент перегрузочной способности составит:

, где (1.4.2)

-допустимая систематическая перегрузка за счет неравномерности суточного графика нагрузки;

- допустимая систематическая перегрузка за счет неравномерности годового графика нагрузки, не должна превышать 15%.

(1.4.3)

Следовательно, трансформаторы будут обеспечивать электрической энергией вех потребителей II и III категории с допустимой систематической перегрузкой в 130,5%.

2) Послеаварийный режим работы

Проверяем установленную мощность трансформатора в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов и необходимости обеспечить электроснабжение потребителей 1-й и 2-й категорий в период максимума:

1,3 Sном.тр =1,3 6,3 =8,19 МВА> 0,1738 7,577=1,317 МВА, где 17,38% Smax – потребители II категории, где 1,3- коэффициент аварийной перегрузки .[2, табл.1.36]

Следовательно, в послеаварийном режиме трансформатор будет обеспечивать потребителей II и III категории

1.5 Составление схемы внешнего электроснабжения и приемной подстанции

Схемы подстанций должны обеспечивать следующие требования:

1. Схема должна обеспечить необходимую степень надежности электроснабжения потребителей

2. Схема должна быть простой и удобной в эксплуатации

3. Схема должна учитывать возможности развития предприятия с учетом роста нагрузок без коренной реконструкции сети

4. Схема должна обеспечивать надежную защиту всего электрооборудования в аварийных режимах и автоматическое восстановление питания.

5. Схема должна обеспечивать электроснабжение потребителей при аварийном выходе из строя одного из основных элементов ( трансформатора или линии электропередач), при этом оставшиеся в работе элементы должны принять на себя полную или частичную нагрузку отключившегося элемента с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме

6. Схема должна обеспечить резервирование отдельных элементов позволяющих проводить ремонтные и противоаварийные работы.

7. Внешнее электроснабжение завода осуществляется от подстанции энергосистемы по двум ВЛЭП на стальных опорах. На ГПП установлены два двухобмоточных трансформатора. В качестве схемы внешнего электроснабжения принята схема два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. Данная схема является менее надежной, чем схема на выключателях, но более дешевой.

· Стальных двухцепных опорах (110 кВ)

· Стальных двухцепных опорах (35 кВ)

Рис. 1.5.1 – Схема внешнего электроснабжения

1.6 Экономический режим работы трансформаторов

При эксплуатации и проектировании необходимо предусматривать экономически целесообразный режим работы трансформаторов, который определяется их параметрами и нагрузкой подстанции. Нагрузка подстанции изменяется в течение суток, а суточные графики - в течении года. Значительные снижения нагрузки приходятся на весенне-летний период.

В такие периоды трансформаторы оказываются длительное время недогруженными. Это вызывает в них относительное увеличение потерь электроэнергии. При снижении нагрузки в работе целесообразно оставлять только часть трансформаторов. При этом нагрузку подстанции недостаточно просто принять на трансформаторы, ее необходимо покрыть наиболее экономичным способом, обеспечив минимум потерь активной мощности в сети.

Суммарные потери трансформатора можно показать с помощью данной формулы:

, (1.6.1)

Где

-

приведенные потери холостого хода трансформатора; (1.6.2)

-

приведенные потери короткого замыкания трансформатора; (1.6.3)

- экономический эквивалент реактивной мощности, учитывает потери активной мощности, связанные с производством и распределением реактивной мощности;

-

коэффициент загрузки трансформатора (1.6.4)

Расчет экономического режима работы трансформатора проведем для двух вариантов:

1. Sном.тр = 6,3 МВА Uном=35 кВ

2. Sном.тр =

1) S ном.тр = 6,3 МВА U ном=35 кВ

Определяем исходные данные трансформаторов: ТМН- 6300/35 [2, табл.3.4]

Sном. тр = 6,3 МВА

Uкз = 7,5 %

= 46,5 кВт

= 9,2 кВт

Ixx= 0,9 %

Приведенные потери:

, где

(при ) ;

(1.6.5)

, где

(1.6.6)

Приведенные потери для одного трансформатора:

Приведенные потери для двух раздельно работающих трансформаторов:

Определяем нагрузку, при которой целесообразно переходить на работу с двумя трансформаторами:

кВА. (1.6.7)

Полученные результаты сведем в таблицу 1.6.1:

Таблица 6.1.1

Годовые потери мощности и электроэнергии

S, кВА			Продолжительность ступени нагрузки, ч/год	Потери мощности в трансформаторах, кВТ	Потери э/э в трансформаторах, кВтч/год
1458	0,231	1825	21,527	45991,96
1937	0,307	730	25,755	41317,78
3161	0,501	365	41,980	25572,19
3498	0,555	365	47,815	30003,84
3926	0,623	365	56,077	36278,76
4065	0,322	365	53,482	76944,57
4409	0,349	365	57,272	88457,96
4630	0,367	365	59,869	96347,82
4938	0,391	365	63,700	107987,2
5499	0,436	365	71,312	131112,9
6456	0,512	365	86,187	176300,3
6680	0,530	2190	90,012	246322
7577	0,601	730	106,638	250111,9
Всего за год ΔW=1352749кВтч/год

Выполним построение полученных данных:

Рис.1.6.1.График зависимости приведенных потерь в одном и двух трансформаторах ТМН- 6300/35

2) S ном.тр= 6,3 МВА U ном=110 кВ

Определяем исходные данные трансформаторов: ТМН- 6300/110 [2, абл.3.6]

Sном.тр= 6,3 МВА

Uкз=10,5 %

= 44 кВт

= 11,5 кВт

Ixx= 0,8 %

Приведенные потери:

,

где

(при )

, где

Приведенные потери для одного трансформатора:

Приведенные потери для двух раздельно работающих трансформаторов:

Определяем нагрузку, при которой целесообразно переходить на работу с двумя трансформаторами:

кВА.

Таблица 1.6.2

Годовые потери мощности и электроэнергии

S, кВА			Продолжительность ступени нагрузки, ч/год	Потери мощности в трансформаторах, кВТ	Потери э/э в трансформаторах, кВтч/год
1458	0,231	1825	22,458	48165,26
1937	0,307	730	26,985	43808,45
3161	0,501	365	23,494	27165,08
3498	0,555	365	25,056	31910,21
3926	0,623	365	27,268	38628,99
4065	0,322	365	55,041	78793,31
4409	0,349	365	58,915	9056,3
4630	0,367	365	61,570	98628,99
4938	0,391	365	65,487	110527,7
5499	0,436	365	73,269	134168,8
6456	0,512	365	88,474	180363,4
6680	0,530	2190	92,385	252615
7577	0,601	730	109,382	255953,9
Всего за год ΔW=1391292 кВтч/год

Выполним построение полученных данных:

Рис.1.6.2. График зависимости приведенных потерь в одном и двух трансформаторах ТМН- 6300/35

1.7 Распределение нагрузок между параллельно работающими трансформаторами

Нагрузка между параллельно работающими трансформаторами распределяется пропорционально их мощностям и обратно пропорционально напряжениям короткого замыкания.

Для определения нагрузки трансформаторов напряжения короткого замыкания всех параллельно работающих трансформаторов должны быть приведены к одной мощности, например, к мощности первого трансформатора:

1) S ном.тр = 6,3 МВА U ном=35 кВ

Коэффициент загрузки каждого параллельно работающего трансформатора:

(1.7.1)

Нагрузка каждого параллельно работающего трансформатора:

(1.7.2)

Стоимость потерь для параллельно работающих трансформаторов:

(1.7.3)

Стоимость потерь для раздельно работающих трансформаторов:

(1.7.4)

2) S ном.тр= 6,3 МВА U ном=110 кВ

Приведенные потери для параллельно работающих трансформаторов:

Коэффициент загрузки каждого параллельно работающего трансформатора:

Нагрузка каждого параллельно работающего трансформатора:

Стоимость потерь для параллельно работающих трансформаторов:

Стоимость потерь для раздельно работающих трансформаторов:

1.8 Выбор сечения проводов ВЛЭП 35 и 110 кВ

1) U =35 кВ, т.к. линия двухцепная

(1.8.1)

При , [5, табл.3.12]

Выбираем сечение из стандартного ряда – сечение 70

, [5, табл.3.5]

Выполним проверку:

1. В послеаварийном режиме

(1.8.2)

А

2. По условию механической прочности

Применяем сечение , что больше установленного => проверка выполняется

3. По допустимой потере U :

(1.8.3)

- длина линии при полной нагрузке на 1% потери напряжения [6, табл. П.2.7];

Следовательно, данное сечение удовлетворяет проверке по допустимой потере напряжения

2) U =110 кВ, т.к. линия двухцепная

При , [5, табл.3.12]

Выбираем сечение из стандартного ряда – сечение 70 из условия возможности коронирования

, d=9,6мм [5, табл.3.5]

Выполним проверку:

1. В послеаварийном режиме:

2. По условию механической прочности

Применяем сечение , что больше установленного для сталеалюминевых проводов => проверка выполняется3. По допустимой потере U :

Следовательно, данное сечение удовлетворяет проверке по допустимой потере напряжения

4. Проверка по условию коронирования

Условие выполнения проверки:

(1.8.4)

для двухцепной стальной опоры с подвеской проводов шестиугольником находим среднегеометрическое расстояние между фазами:

(1.8.5)

Начальная напряженность возникновения коронного разряда (для провода марки АС-70, r = 0,57 см) :

(1.8.6)

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода:

, тогда (1.8.7)

Следовательно, данное сечение удовлетворяет проверке по условию коронирования.

1.9 Определение суммарных приведенных затрат на сооружение воздушной ЛЭП

Время использования максимальных потерь находится из формулы:

(1.9.5)

1) S = 6,3 МВА U ном= 35 кВ

ЕнЛЭП= 0,152 – нормативный коэффициент капиталовложений для ЛЭП;

Енобор= 0,193 – нормативный коэффициент капиталовложений для силового оборудования;

Определяем капитальные затраты на сооружение ВЛЭП:

, где: (1.9.6)

А- стоимость сооружения 1 км ЛЭП, .[2, табл.10.14] ;

Определяем капитальные затраты на установку блока с отделителем и короткозамыкателем на ОРУ:

,

где: (1.9.7)

В=4,13 тыс. руб. – стоимость блока с отделителем и короткозамыкателем на ОРУ [2, табл.10.25];

- удельные потери в линии при номинальной нагрузке, кВт/км [1, табл. П.2.7];

- стоимость 1кВТч электрической энергии;

- коэффициент загрузки линии.

Cтоимость потерь ЛЭП:

(1.9.8)

Определяем амортизационные отчисления:

,где: (1.9.9)

Е_ам =2,8% – коэффициент амортизационных отчислений [1; стр.77].

Определяем отчисления на обслуживание ВЛЭП:

,где: (1.9.10)

Е_обсл =0,4% – коэффициент, учитывающий затраты на обслуживание [1; стр.77]. Определяем суммарные приведенные затраты:

(1.9.11)

2) S = 6,3 МВА U ном = 110 кВ

Определяем капитальные затраты на сооружение ВЛЭП:

,где:

А=24,6 тыс. руб./км – стоимость сооружения одного километра линии выбранного сечения на соответствующих опорах (принимаем II район по гололеду) [2; табл. 10.14];

Определяем капитальные затраты на установку блока с отделителем и короткозамыкателем на ОРУ:

В=12 тыс. руб. – стоимость блока с отделителем и короткозамыкателем на ОРУ [2, табл.10.25];

- удельные потери в линии при номинальной нагрузке, кВт/км [1, табл. П.2.7];

- коэффициент загрузки линии.

- стоимость 1кВТч электрической энергии;

Cтоимость потерь ЛЭП:

Определяем амортизационные отчисления:

,

Определяем отчисления на обслуживание ВЛЭП:

,

Определяем суммарные приведенные затраты:

1.10 Определение суммарных приведенных затрат на установку оборудования

1) S =6,3 МВА U ном= 35 кВ

Определяем капитальные затраты на установку трансформаторов:

, (1.10.1)

где: А=21,2 тыс. руб./км – цена трансформатора [2; табл. 10.14];

Определяем амортизационные отчисления:

, (1.10.2)

Определяем отчисления на обслуживание:

, (1.10.3)

Определяем суммарные приведенные затраты:

(1.10.4)

3) S = 6,3 МВА U ном= 110 кВ 0.067

Определяем капитальные затраты на установку трансформаторов:

,

где: А=32 тыс. руб./км – цена трансформатора [4; табл. 10.14];

Определяем амортизационные отчисления:

,

Определяем отчисления на обслуживание:

,

Определяем суммарные приведенные затраты:

1.11 Выбор оптимального варианта питающего напряжения ГПП

Выбор оптимального варианта электроснабжения осуществляется по минимуму приведенных затрат:

(1.11.1)

Вариант 1:

Вариант 2:

Следовательно, по условию минимума приведенных затрат выбираем первый вариант, т.е. напряжение питающей сети принимаем равным 35 кВ.

Часть 2. Технико-экономическое обоснование выбора устройств компенсации реактивной мощности в системе электроснабжения предприятия

2.1 Расчет реактивной мощности, поставляемой энергосистемой предприятию, определение вариантов суммарной мощности компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ

Рис. 2.1.1 Схема компенсации реактивной мощности

Суммарная расчетная мощность БК определяется по минимуму приведенных затрат двумя последовательными расчетными этапами:

Этап I – выбор экономически оптимального числа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций.

Этап II – определение дополнительной мощности батарей, в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети 6/10 кВ предприятия, питающей эти трансформаторы.

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана со стороны сети 6-10 кВ в сеть до 1000 В без увеличения заданного числа трансформаторов:

(2.1.1)

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

,где: (2.1.2)

–

суммарная расчетная активная мощность, отнесенная к шинам ГПП 10 кВ;

– для предприятий, расположенных в Сибири при напряжении питающей линии 35 кВ [6,стр.35].

Реактивную мощность, вырабатываемую (в режиме перевозбуждения) и потребляемую (в режиме недовозбуждения) синхронным двигателем, можно принять равной:

,где: (2.1.3)

–

номинальная активная мощность синхронного двигателя.

Баланс на стороне 10 кВ:

; (2.1.4)

По результатам расчетов видно, что заданное число трансформаторов пропускает реактивную мощность, передаваемую из сети и вырабатываемую синхронным двигателем в режиме перевозбуждения.

В соответствии с этим рассмотрим два варианта компенсации реактивной мощности: с СД, работающим в режиме перевозбуждения и недовозбуждения.

1 вариант (СД работает в режиме перевозбуждения)

Баланс на стороне 10 кВ:

Так как >, то баланс на низкой стороне 0,4 кВ:

(2.1.5)

Принимаем конденсаторные установки 9×УКТ-0,38-150У3 напряжением 0,38 кВ мощностью по 150 кВАр каждая [1, табл. П6.2].

2 вариант (СД работает в режиме недовозбуждения)

Баланс на стороне 10 кВ:

Так как >, то баланс на низкой стороне 0,4 кВ:

Принимаем конденсаторные установки 18×УКТ-0,38-150У3 напряжением 0,38 кВ мощностью по 150 кВАр [1, табл. П6.2].

2.2 Технико-экономическое обоснование выбора устройств компенсации реактивной мощности

1 вариант (СД работает в режиме перевозбуждения):

Полная реактивная мощность, генерируемая батареями:

; (2.2.1)

Удельные затраты на установку конденсаторных батарей:

(2.2.2)

где: - величина суммарных отчислений от удельной стоимости БК [1, табл. П6.2];

- удельная стоимость БК [1, табл. П6.2];

- стоимость потерь [2, табл. 9.14];

- удельные потери активной мощности в конденсаторах.

Определим величину удельных затрат для используемых в качестве источников реактивной мощности СД.

Удельные затраты на 1 кВАр реактивной мощности:

,

где: (2.2.3)

- справочный коэффициент для двигателя СТД-1600-2 [1, табл.П7.3].

Удельные затраты на 1 кВАр² реактивной мощности:

,где: (2.2.4)

-

справочный коэффициент для двигателя СТД-1250-2 [1, табл.П7.3];

N – количество СД.

Определим суммарные затраты на компенсацию:

(2.2.5)

2 вариант (СД работает в режиме недовозбуждения):

Полная реактивная мощность, генерируемая батареями:

;

Удельные затраты на установку конденсаторных батарей:

Определим суммарные затраты на компенсацию:

(2.2.6)

При сравнении двух вариантов, полученных в результате технико-экономического расчета видно, что наиболее выгодным является вариант 2: СД работает в режиме недовозбуждения, 18×УКТ-0,38-150У3.

2.3 Распределение мощности батарей конденсаторов по узлам нагрузки цеховой сети напряжением 0,4 кВ

Рис. 2.3.1 Схема распределения ЭП по распределительным шкафам

Для рассматриваемого деревообрабатывающего цеха с расчетными мощностями и , определяем количество реактивной мощности, которую необходимо скомпенсировать. Цех питается от одного трансформатора двухтрансформаторной подстанции ТП-6.

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

- расчетная реактивная нагрузка 0,4 кВ завода:

- расчетная реактивная нагрузка 0,4 кВ цеха:

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

(2.3.1)

- общая мощность КБ на стороне 0,4 кВ завода:

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

(2.3.2)

Мощность, передаваемая со стороны 10 кВ на сторону 0,4 кВ для всего завода:

Мощность, передаваемая со стороны 10 кВ на сторону 0,4 кВ цеха:

Реактивная мощность, которую способен пропустить цеховой трансформатор:

Т.к. , тогда распределение КБ для радиальной сети производится по формуле:

,

где:

- искомая мощность i-ой линии, передаваемая в сеть 0,4 кВ со стороны 10 кВ;

- суммарная распределяемая мощность;

- эквивалентное сопротивление сети, напряжением до 1000 В;

- сопротивление радиальной i-ой линии.

Эквивалентное сопротивление сети:

(2.3.3)

Расчетная мощность

Тогда:

Расчетная мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых у ПР:

Учитывая шкалу номинальных мощностей, принимаем:

- 1 БК типа МКК-400-D-25-01;

- 1 БК типа МКК-400-D-07,5-01;

- 3 БК типа МКК-400-D-25-01;

-1 БК типа МКК-400-D-25-01;

- 1 БК типа МКК-400-D-25-01;

Суммарная мощность БК:

Заключение

В данной курсовой работе было осуществлено технико-экономическое обоснование варианта питающего напряжения, а также варианта по компенсации реактивной мощности на предприятии.

Выбор питающего напряжения зависит от значения нагрузки предприятия, от величины приведенных затрат при использовании данного напряжения, от длины питающей линии. В результате проведенных расчетов наиболее эффективным с точки зрения минимума приведенных затрат оказался вариант с напряжением питающей сети 110 кВ и трансформаторов мощностью 6,3 МВА.

При выборе варианта компенсации реактивной мощности также руководствуются минимумом затрат по каждому варианту, в данном случае наиболее эффективным оказался вариант при использовании размещения на предприятии 8КУ мощностью 150 кВАр при использовании исходного числа цеховых ТП.

Помимо этого, в курсовой работе было осуществлен выбор мощностей трансформаторов на основе расчета по суточному графику нагрузки и проверка данных трансформаторов на возможность работы с перегрузкой по заданному графику, был произведен расчет экономических режимов работы трансформатора, выбор сечения проводов ВЛЭП для каждого из вариантов.

В результате можно сделать вывод, что выбор наиболее эффективного варианта электроснабжения, компенсации реактивной мощности можно выполнить на основе технико-экономического сопоставления нескольких вариантов. Технико-экономическое сравнение базируется на сравнении показателей работы оборудования, режимов их работы, и на сравнении затрат по реализации данного варианта.

Список используемой литературы

1. Г.Н. Климова, А.В. Кабышев. Элементы энергосбережения в электроснабжении промышленных предприятий: учебное пособие.- Томск: Изд-во Томского политехнического университета,2008.-187 с.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1989.-608 с.

3. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети.2-е изд./ Под общ. ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербинского.- М.: Энергия, 1980.- 576 с.

4. Справочник по проектированию элекроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро.- 3-е изд., перераб. и доп.- М.:Энергоатомиздат, 1985.-352 с.

5. Справочник по проектированию электрических сетей/ Под.ред. Д.Л. Файбисовича.-2-е изд.- М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006.-352 с.

6. А.И. Гаврилин, С.Г. Обухов, А.И. Озга. Электроснабжение промышленных предприятий. Методические указания к выполнению курсового проекта для студентов специальности 100400 «Электроснабжение» (по отраслям) ИДО: Изд-во Томского политехнического университета.- Томск, 2004. - 112 с.