Технико-экономическое обоснование выбора устройств компенсации реактивной мощности и напряжения питающей линии ГПП инструментального завода (стр. 4 из 6)

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 Uном= 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 Uном = 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 Uном= 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 Uном= 110 кВ0.067

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: