Электрические нагрузки ремонтно-механического цеха (стр. 5 из 12)
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*Iр2*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*Iр2*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