Технология / Реферат: Электроснабжение промышленных предприятий

Реферат: Электроснабжение промышленных предприятий

Технико-экономический расчет.................................................................................. 30

Список используемой литературы............................................................................. 32

Предварительный расчет:

Напряжение сети

Баланс реактивной мощности

Суммарная реактивная требуемая мощность генераторов

Потери активной мощности от генераторов до шин

Суммарная активная требуемая мощность генераторов

Суммарная вырабатываемая реактивная мощность

Для U_ном =110кВ Q_c∑ =∆Q_л∑

Сумма реактивной мощности нагрузки

Суммарная потребляемая реактивная мощность

Потери реактивной мощности в трансформаторах = 10% от мощности

Суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств

Компенсируемая реактивная мощность в узлах

Находим нагрузки каждого узла

Расчет первого варианта схемы соединения нагрузки

Расстояние между узлами сети

От РЭС до подстанции 1=150км

От подстанции 1 до 3=96км

От подстанции 3 до 5=75км

От РЭС до подстанции 2=165км

От подстанции 2до 4=75км

От подстанции 4 до 5=60км

От подстанции 3 до 4=96км

Находим мощности на участках

Выбираем номинальное напряжение на участках

принимаем U_НОМ =220

принимаем U_НОМ =110

принимаем U_НОМ =220

принимаем U_НОМ =110

Находим ток для каждого участка

Выбор сечения по значению j_эк

j_эк =1,3А/мм² , Т_нб =6400ч

Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии

Участок

Сечение

r₀ , Ом/км

R, Ом

х₀ , Ом/км

Х, Ом

Р-1

1-3

3-5

Р-2

2-4

АС-240

АС-95

АС-70

АС-240

АС-70

0,124

0,306

0,428

0,124

0,428

9,3

14,69

32,1

10,23

16,05

0,405

0,434

0,444

0,405

0,444

30,38

20,83

33,4

16,65

Потери напряжения

, ,

при ,

Расчет второго варианта схемы соединения нагрузки

Расстояние между узлами сети

От РЭС до подстанции 1=150км

От подстанции 1 до 3=96км

От подстанции 3 до 5=75км

От РЭС до подстанции 2=165км

От подстанции 2до 4=75км

От подстанции 4 до 5=60км

От подстанции 3 до 4=96км

Находим мощности на участках

Выбираем Номинальное напряжение на участках

принимаем U_НОМ =110кВ

Находим ток для каждого участка

Выбор сечения по значению j_эк

j_эк =1,3А/мм² , Т_нб =7300ч

Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии

Участок

Сечение

r₀ , Ом/км

R, Ом

х₀ , Ом/км

Х, Ом

Р-1

1-3

4-5

Р-2

2-4

АС-240

АС-70

АС-240

АС-95

0,124

0,428

0,124

0,306

9,3

20,5

12,84

10,32

11,48

0,405

0,444

0,405

0,434

30,38

21,31

13,32

33,4

16,28

Потери напряжения

, ,

при ,

Расчет третьего варианта схемы соединения нагрузки

Расстояние между узлами сети

От РЭС до подстанции 1=150км

От подстанции 1 до 3=96км

От подстанции 3 до 5=75км

От РЭС до подстанции 2=165км

От подстанции 2до 4=75км

От подстанции 4 до 5=60км

От подстанции 3 до 4=96км

Находим нагрузки на участках

Выбираем номинальное напряжение на участках

принимаем U_НОМ =110кВ

Находим ток на каждом участке

Выбор сечения по значению j_эк

j_эк =1,3А/мм² , Т_нб =6400ч,

Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии

Участок

Сечение

r₀ , Ом/км

R, Ом

х₀ , Ом/км

Х, Ом

Р-1

1-3

3-5

4-3

2-4

Р-2

АС-240

АС-120

АС-70

АС-120

АС-240

0,124

0,249

0,428

0,249

0,124

18,6

23,9

32,1

41,09

18,68

20,46

0,405

0,427

0,444

0,427

0,405

60,75

40,99

33,3

42,62

32,03

66,83

Потери напряжения

Данная схема не проходит по потерям напряжения в аварийном режиме, поэтому мы исключаем ее из дальнейших расчетов.

В дальнейшем, чтобы окончательно выбрать конфигурацию, необходимо провести технико-экономический расчет и сравнить оставшиеся два варианта схем.

Технико-экономическое сравнение вариантов

Вариант первый

Определим потери на участках

Определим величину времени максимальных потерь

Потери электроэнергии в течении года

Стоимость сооружений ВЛ

Участок

Кол-во цепей

Вид опоры

Марка провода

длина, км

Напряжение, кВ

стоимость 1 км

полная стоимость

Р-1

1-3

3-5

Р-2

2-4

сталь

АС-240

АС-95

АС-70

АС-240

АС-70

150

165

220

110

220

110

34,4

22,1

21,6

34,4

21,6

5160

2121,6

1620

5676

1620

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

Капитальные затраты на оборудование ЛЭП

Число и стоимость выключателей и трансформаторов в обеих схемах одинаковы.

Выбираем трансформаторы

Находим необходимую мощность

№

Тип трансформатора

U_{обмотки}

ΔР_хх кВт

ΔР_КЗ , кВт

U_К ,

I_хх ,

цена

ВН

НН

СН

вн-сн

вн-нн

сн-нн

АТДЦТН-63000/220/110

ТДН-16000/110

ТДН-10000/110

230

115

121

200

10,5

0,45

0,7

0,9

159

Полные капиталовложения

К_∑ =К_ЛЭП =16197,6 т.р.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети

И=И_ЛЭП +ΔИ

α_Л %=2,8%

ΔИ=ВΔW=1,5*19481,3=292,2 т.р.

в=1,5 коп. стоимость 1кВт ч

И=И_ЛЭП +ΔИ=453,5+292,2=745,7 т.р.

Расчетные затраты

З=αК_∑ +И=0,12*16197,6+745,7=2689,4 т.р.

α=0,12 нормативный коэффициент срока окупаемости

Вариант второй

Определим потери на участках

Определим величину времени максимальных потерь

Потери электроэнергии в течении года

Стоимость сооружений ВЛ

Участок

Кол-во цепей

Вид опоры

Марка провода

Длина, км

Напряжение, кВ

Стоимость 1 км

Полная стоимость

Р-1

1-3

Р-2

2-4

4-5

сталь

АС-240

АС-70

АС-240

АС-95

АС-70

150

165

220

110

220

110

34,4

21,6

34,4

22,1

21,6

5160

2073,6

5676

1657,5

1296

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

Капитальные затраты на оборудование ЛЭП

Кап. затраты на выключатели и трансформаторы не учитываем т.к. в обоих вариантах их количество и стоимость равные.

Выбираем трансформаторы

Находим необходимую мощность

Полные капиталовложения

К_∑ =К_ЛЭП =15863,1 т.р.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети

α_Л %=2,8%

ΔИ=вΔW=1,5*18100,7=271,5 т.р.

в=1,5 коп. стоимость 1кВт ч

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети

И=И_ЛЭП +ΔИ=444,17+271,5=715,7 т.р.

Расчетные затраты

З=αК_∑ +И=0,12*15863,1+715,7=2619,3 т.р.

α=0,12 нормативный коэффициент срока окупаемости

Сравнивая два варианта приходим к выводу, что затраты для второго варианта схемы меньше чем для первого, поэтому для дальнейшего расчета выгоднее взять второй вариант схемы.

Уточненный баланс реактивной мощности

Потери реактивной мощности на участках ЛЭП