Узнать стоимость написания работы
Оставьте заявку, и в течение 5 минут на почту вам станут поступать предложения!
Реферат

Реферат по предмету "Физика"


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

Федеральноеагентство по образованию
Государственное образовательноеучреждение высшего профессионального образования
Национальный исследовательский Томскийполитехнический университет
Факультет — Энергетическийинститут
Направление(специальность) — Оптимизация развивающихся систем электроснабжения
Кафедра — Электроснабженияпромышленных предприятий
Курсовой проект по курсу
Специальные вопросы электроснабжения
Технико-экономическое обоснованиевыбора устройств компенсации реактивной мощности и напряжения питающей линииГПП инструментального завода

Студент гр. 9М300
Мельничук И.М.
Принял профессор
Кабышев А.В.
Томск — 2010

 
Содержание
Введение
Исходные данные
1. Технико-экономическое обоснованиевыбора напряжения питающей линии ГПП предприятия
1.1 Выбор напряжения питающей линииГПП предприятия
1.2 Расчет по суточному графикунагрузки
1.3 Выбор номинальной мощноститрансформаторов ГПП по графику нагрузки
1.4 Проверка возможности перегрузкивыбранных трансформаторов работать с перегрузкой по заданному графику нагрузки
1.5 Составление схемы внешнегоэлектроснабжения и приемной подстанции
1.6 Экономический режим работытрансформаторов
1.7 Распределение нагрузок междупараллельно работающими трансформаторами
1.8 Выбор сечения проводов ВЛЭП 35 и110 кВ
1.9 Определение суммарных приведенныхзатрат на сооружение воздушной ЛЭП
1.10 Определение суммарныхприведенных затрат на установку оборудования
1.11 Выбор оптимального вариантапитающего напряжения ГПП
2. Технико-экономическое обоснованиевыбора устройств компенсации реактивной мощности в системе электроснабженияпредприятия
2.1 Расчет реактивной мощности,поставляемой энергосистемой предприятию, определение вариантов суммарноймощности компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ
2.2 Технико-экономическое сравнениевариантов компенсации реактивной мощности
2.3 Распределение мощности батарейконденсаторов по узлам нагрузки сети напряжением 0,4 кВ
Заключение
Список литературы

Введение
При проектировании,оптимизации, реконструкции и техническом перевооружении электроснабженияпредприятия помимо выбора основного оборудования и выбора схемыэлектроснабжения важным является также технико-экономическое обоснование выборатой или иной схемы электроснабжения, питающего напряжения, а следовательно ивыбора основного оборудования.
Как правило, длятехнико-экономического сопоставления намечают два и более вариантовэлектроснабжения (питающего напряжения, схемы электроснабжения, трансформаторовподстанций, устройств и схем компенсации реактивной мощности). Такое сравнениепозволяет выбрать наиболее эффективный вариант.
Техническое сопоставлениеосновано на сравнении режимов работы, показателей и характеристик оборудования.Выбирается вариант с наиболее эффективными и наилучшими показателями работыоборудования.
Экономическое сравнениеосновано на расчете стоимости реализации варианта (по приведенным затратам) ивыбирается вариант с минимумом приведенных затрат. Оценка базируется на двухосновных показателях: капитальных вложениях для создания производства ииздержек производства продукции.
Варианты системыэлектроснабжения, подлежащие сопоставлению, должны соответствовать требованиямнормативных документов и руководящих указаний по проектированию.Рассматриваемые варианты должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект употребителей: полезный отпуск электроэнергии и мощности в течении каждого годавсего рассматриваемого периода.
Главные техническиепоказатели, которым должны соответствовать рассматриваемые варианты, — бесперебойность электроснабжения, качество электроэнергии, устойчивость работысистемы электроснабжения.
Исходные данные
 
1.  Суточный график активной и реактивноймощности предприятия
 
/>
Рис.1.Суточные графикиактивной и реактивной мощности
2. Данные нагрузок попредприятию и по инструментальному цеху:
Таблица 1.
Данные нагрузок попредприятию и по инструментальному цехуНаименование величины Значение величины Суммарная активная нагрузка 6036,33 кВт Суммарная реактивная нагрузка 4580кВАр Расчетная активная нагрузка завода 5234.83кВт Расчетная реактивная нагрузка завода 3445,71 кВАр Длина питающей линии 9 км Синхронная нагрузка на ВН 1400 кВт Номинальная нагрузка цеховых трансформаторов, кВА 630 кВА
Расчетная нагрузка цеха:
Активная нагрузка
Реактивная нагрузка 379,76кВт 191,58 ВАр

Часть 1.Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питающей линии ГППпредприятия
 
1.1 Выбор напряженияпитающей линии ГПП предприятия
 
Экономическицелесообразное напряжение питающей линии ГПП можно оценить по формуле Илларионова:
/>  (1.1.1)
Подставив исходныезначения, получаем:
/>
Тогда в качественапряжения питающей линии намечаем два варианта:
/>35 кВ
/>110 кВ
Окончательный вариантнапряжения питающей линии получаем в результате технико-экономическогосравнения вариантов.
1.2 Расчет посуточному графику нагрузки
Мощность каждой ступени:

/> (1.2.1)
/> (1.2.2)
/>, где: (1.2.2)
/> и /> —
расчетные активная иреактивная мощности предприятия со стороны высшего напряжения трансформаторовГПП.
Таким образом, длясуточного графика, представленного на рис.1. получим:
/>
/>
/>
Аналогично для другихступеней. Значения активной, реактивной и полной мощности для последующихступеней приведем в таблице 2.
Таблица 2.
Значения активной,реактивной и полной мощности по графику нагрузкиСтупень Р, % Р, кВт Q, % Q, кВАр S, кВА 1 13,33 894 30 1718 1937 2 20 1341 50 2862 3161 3 30 2012 80 4580 3498 4 40 2683 40 2290 3923 5 50 3354 10 572,5 4409 6 60 4024 4938 7 70 4695 5499 8 90 6036 6680 9 60 4024 7577 10 90 1341 6456 11 4630 12 4065 13 1458
 
Таким образом, получаемсуточный график:
/>
Рис.1.2.1 Суточныеграфики полной, активной и реактивной мощности
Потребляемая активная иреактивная суточная энергия:
/>, где: (1.2.4)
/>-мощность />-ой ступени,/>-время />-ой ступени.
/>, где: (1.2.5)
/>-мощность />-ой ступени,/>-время />-ой ступени.
Средняя полная мощностьпредприятия за сутки:

/> (1.2.6)
Определяем число часовиспользования максимальной нагрузки:
Число часов использованиямаксимальной нагрузки(/>) — это такое время, в течениекоторого через электрическую сеть, работающую с максимальной нагрузкой,передавалось бы такое же количество электроэнергии, которое передается черезнее в течение года по действительному графику нагрузки:
Перестраиваем суточныйграфик активной мощности предприятия в годовой по продолжительности.
/> (1.2.7)
/> (1.2.8)
/>
Рис.1.2.2. Годовой графикнагрузки по продолжительности

 
1.3 Выбор номинальноймощности трансформаторов ГПП по графику нагрузки
Совокупность допустимыхнагрузок, систематических и аварийных перегрузок определяет нагрузочнуюспособность трансформаторов, в основу которой положен тепловой износ изоляциитрансформатора. Выбор трансформатора без учета нагрузочной способности можетпривести к необоснованному завышению их установленной мощности, чтоэкономически нецелесообразно.
/>
Рис.1.3.1 Суточныеграфики нагрузки завода
Так как мощностьтрансформатора неизвестна, то пользуемся следующим подходом:
1.  на исходном графике проводят линиюсредней нагрузки Sср;
2.  выделяется пиковая часть – участокнаибольшей перегрузки с продолжительностью Н’( пересечение графика полноймощности и прямой Sср);
Продолжительностьнаибольшей перегрузки составляет Н’=12 часов
3.  Определяем начальную загрузку графикаК1:

/>  (1.3.1)
/>
4. Предварительноопределяем перегрузку К’2:
/>  (1.3.2)
/>
5.  Полученное значение К’2 меньше чем
/>,
поэтому принимаем:
/>,
а продолжительностьперегрузки Н скорректируем по формуле:
/> (1.3.3)
/>
6.  По полученным значениям К1 и Нопределяем допустимый коэффициент систематической перегрузки К2доп.
При температуре 20/>С определяемК2доп =1,1[2, табл.1.36]
7.  Определяем номинальную мощностьтрансформатора
/> (1.3.4)
/>
Исходя из полученноймощности намечаем 2 варианта ближайшей номинальной мощности трансформатора:
·  Sном.тр.1=4 МВА
·  Sном.тр.2= 6,3МВА
Выполняем расчеткоэффициентов К1 и К2 для каждого из вариантов номинальной мощноститрансформаторов:
1 вариант: Sном.тр=4МВА
1.  на исходном графике проводят линиюсредней нагрузки Sном.тр;
2.  выделяется пиковая часть – участокнаибольшей перегрузки с продолжительностью Н’( пересечение графика полноймощности и прямой Sном.тр);
Продолжительностьперегрузки составляет Н’=14 часов.
3.  Определяем начальную загрузку графикаК1:
/> (1.3.5)
/>

4. Предварительноопределяем перегрузку К’2:
/> (1.3.6)
/>
5. Полученное значениеК’2 меньше чем
/>,
поэтому принимаем:
/>,
а продолжительностьперегрузки Н скорректируем по формуле:
/>
6.  По полученным значениям К1 и Нопределяем допустимый коэффициент систематической перегрузки К2доп.
При температуре 20/>С определяемК2доп =1,105[2, табл.1.36]
7.  Сравнивая полученное значение К2 сК2доп можно сделать вывод, что
К2=1,705> К2допследовательно трансформатор не может систематически перегружаться по данномуграфику нагрузки, следовательно, данный вариант мощности трансформатораотпадает.
2 вариант: Sном. тр = 6,3 МВА
1.  на исходном графике проводят линиюсредней нагрузки Sном.тр;
2.  выделяется пиковая часть – участокнаибольшей перегрузки с продолжительностью Н’( пересечение графика полной мощностии прямой Sном.тр);
Продолжительностьперегрузки составляет Н’=9 часов.
3.  Определяем начальную загрузку графикаК1:
/>
4. Предварительноопределяем перегрузку К’2:
/>
5.Полученное значение К’2больше чем
/>,
поэтому принимаем:
/>,
а продолжительностьперегрузки Н =Н’=9 час
6.  По полученным значениям К1 и Нопределяем допустимый коэффициент систематической перегрузки К2доп.
При температуре 20/>С определяемК2доп =1,155[2, табл.1.36]
7.  Сравнивая полученное значение К2 сК2доп можно сделать вывод, что
К2доп=1,155> К2 следовательнотрансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки,следовательно, данный вариант мощности трансформатора проходит по даннойпроверке.
 
1.4 Проверкавозможности перегрузки выбранных трансформаторов работать с перегрузкой позаданному графику нагрузки
 
1)  Нормальный режим
Коэффициент загрузкитрансформатора составит:
/> (1.4.1)
Трансформаторы в часымаксимума нагрузки также смогут пропустить всю мощность, так как их суммарныйкоэффициент перегрузочной способности составит:
/>, где (1.4.2)
/>-допустимая систематическаяперегрузка за счет неравномерности суточного графика нагрузки;
/> — допустимая систематическаяперегрузка за счет неравномерности годового графика нагрузки, не должнапревышать 15%.

/> (1.4.3)
Следовательно,трансформаторы будут обеспечивать электрической энергией вех потребителей II и III категории с допустимой систематической перегрузкой в130,5%.
2)  Послеаварийный режим работы
Проверяем установленнуюмощность трансформатора в аварийном режиме при отключении одного изтрансформаторов и необходимости обеспечить электроснабжение потребителей 1-й и2-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- коэффициентаварийной перегрузки .[2, табл.1.36]
Следовательно, впослеаварийном режиме трансформатор будет обеспечивать потребителей II и III категории
 
1.5 Составление схемывнешнего электроснабжения и приемной подстанции
Схемы подстанций должныобеспечивать следующие требования:
1.  Схема должна обеспечить необходимуюстепень надежности электроснабжения потребителей
2.  Схема должна быть простой и удобной вэксплуатации
3.  Схема должна учитывать возможностиразвития предприятия с учетом роста нагрузок без коренной реконструкции сети
4.  Схема должна обеспечивать надежнуюзащиту всего электрооборудования в аварийных режимах и автоматическоевосстановление питания.
5.  Схема должна обеспечиватьэлектроснабжение потребителей при аварийном выходе из строя одного из основныхэлементов ( трансформатора или линии электропередач), при этом оставшиеся вработе элементы должны принять на себя полную или частичную нагрузку отключившегосяэлемента с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме
6.  Схема должна обеспечитьрезервирование отдельных элементов позволяющих проводить ремонтные ипротивоаварийные работы.
7.  Внешнее электроснабжение заводаосуществляется от подстанции энергосистемы по двум ВЛЭП на стальных опорах. НаГПП установлены два двухобмоточных трансформатора. В качестве схемы внешнегоэлектроснабжения принята схема два блока с отделителями и неавтоматическойперемычкой со стороны линии. Данная схема является менее надежной, чем схема навыключателях, но более дешевой.
·  Стальных двухцепных опорах (110 кВ)
·  Стальных двухцепных опорах (35 кВ)
 
/>
Рис. 1.5.1 –Схема внешнего электроснабжения
1.6 Экономическийрежим работы трансформаторов
При эксплуатации ипроектировании необходимо предусматривать экономически целесообразный режимработы трансформаторов, который определяется их параметрами и нагрузкойподстанции. Нагрузка подстанции изменяется в течение суток, а суточные графики — в течении года. Значительные снижения нагрузки приходятся на весенне-летнийпериод.
В такие периодытрансформаторы оказываются длительное время недогруженными. Это вызывает в нихотносительное увеличение потерь электроэнергии. При снижении нагрузки в работецелесообразно оставлять только часть трансформаторов. При этом нагрузкуподстанции недостаточно просто принять на трансформаторы, ее необходимо покрытьнаиболее экономичным способом, обеспечив минимум потерь активной мощности всети.
Суммарные потеритрансформатора можно показать с помощью данной формулы:
/>, (1.6.1)
Где
/> —
приведенные потерихолостого хода трансформатора; (1.6.2)
/> —
приведенные потерикороткого замыкания трансформатора; (1.6.3)
/> — экономический эквивалентреактивной мощности, учитывает потери активной мощности, связанные спроизводством и распределением реактивной мощности;
/> —
коэффициент загрузкитрансформатора (1.6.4)
Расчет экономическогорежима работы трансформатора проведем для двух вариантов:
1. Sном.тр = 6,3 МВА Uном=35 кВ
2. Sном.тр =
1) Sном.тр = 6,3 МВА Uном=35 кВ
Определяем исходныеданные трансформаторов: ТМН- 6300/35 [2, табл.3.4]
Sном. тр = 6,3 МВА
Uкз = 7,5 %
/> = 46,5 кВт
/> = 9,2 кВт
I xx = 0,9 %
Приведенные потери:
/>, где
/>(при />) ;
/> (1.6.5)
/>, где
/> (1.6.6)
Приведенные потери дляодного трансформатора:
/>
Приведенные потери длядвух раздельно работающих трансформаторов:
/>
Определяем нагрузку, прикоторой целесообразно переходить на работу с двумя трансформаторами:
/> кВА. (1.6.7)
Полученные результатысведем в таблицу 1.6.1:
Таблица 6.1.1
Годовые потери мощности иэлектроэнергииS, 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 построениеполученных данных:
/>
Рис.1.6.1.Графикзависимости приведенных потерь в одном и двух трансформаторах ТМН- 6300/35
2) Sном.тр= 6,3 МВА Uном=110 кВ
Определяем исходныеданные 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 дляодного трансформатора:
/>
Приведенные потери длядвух раздельно работающих трансформаторов:
/>
Определяем нагрузку, прикоторой целесообразно переходить на работу с двумя трансформаторами:
/> кВА.
Таблица 1.6.2
Годовые потери мощности иэлектроэнергииS, 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 построениеполученных данных:
/>
Рис.1.6.2. Графикзависимости приведенных потерь в одном и двух трансформаторах ТМН- 6300/35
1.7 Распределениенагрузок между параллельно работающими трансформаторами
 
Нагрузка между параллельноработающими трансформаторами распределяется пропорционально их мощностям и обратнопропорционально напряжениям короткого замыкания.
Для определения нагрузки трансформаторовнапряжения короткого замыкания всех параллельно работающих трансформаторовдолжны быть приведены к одной мощности, например, к мощности первоготрансформатора:
1) Sном.тр = 6,3 МВА Uном=35 кВ
/>
/>
Коэффициент загрузкикаждого параллельно работающего трансформатора:
/> (1.7.1)
Нагрузка каждогопараллельно работающего трансформатора:
/> (1.7.2)
Стоимость потерь дляпараллельно работающих трансформаторов:
/> (1.7.3)
/>
Стоимость потерь дляраздельно работающих трансформаторов:
/> (1.7.4)
/>

 
2) Sном.тр= 6,3 МВА Uном=110 кВ
Приведенные потери дляпараллельно работающих трансформаторов:
/>
/>
Коэффициент загрузкикаждого параллельно работающего трансформатора:
/>
Нагрузка каждогопараллельно работающего трансформатора:
/>
Стоимость потерь дляпараллельно работающих трансформаторов:
/> 
/>
Стоимость потерь дляраздельно работающих трансформаторов:
/>
/>

 
1.8 Выбор сеченияпроводов ВЛЭП 35 и 110 кВ
 
1) U=35 кВ, т.к. линия двухцепная
/> (1.8.1)
При />, /> [5, табл.3.12]
Выбираем сечение изстандартного 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 большеустановленного /> => проверка выполняется
3. По допустимойпотере U:
/>  (1.8.3)
/> — длина линии при полной нагрузкена 1% потери напряжения [6, табл. П.2.7];

/>
Следовательно, данноесечение удовлетворяет проверке по допустимой потере напряжения
2) U=110 кВ, т.к. линия двухцепная
/>
При />, /> [5, табл.3.12]
Выбираем сечение изстандартного ряда – сечение 70/>из условия возможностикоронирования
/>, d=9,6мм [5, табл.3.5]
Выполним проверку:
1.  В послеаварийном режиме:
/>
/>
2. По условиюмеханической прочности
Применяем сечение />, что большеустановленного для сталеалюминевых проводов /> => проверка выполняется3. Подопустимой потере U:

/>
Следовательно, данноесечение удовлетворяет проверке по допустимой потере напряжения
4.  Проверка по условию коронирования
Условие выполненияпроверки:
/>  (1.8.4)
для двухцепной стальнойопоры с подвеской проводов шестиугольником находим среднегеометрическое расстояниемежду фазами:
/> (1.8.5)
Начальная напряженностьвозникновения коронного разряда (для провода марки АС-70, r = 0,57 см) :
/> (1.8.6)
/>
Напряженность электрическогополя около поверхности нерасщепленного провода:
/>, тогда (1.8.7)
/>

Следовательно, данноесечение удовлетворяет проверке по условию коронирования.
1.9 Определениесуммарных приведенных затрат на сооружение воздушной ЛЭП
 
Время использованиямаксимальных потерь находится из формулы:
/>  (1.9.5)
/>
 
1)  S=6,3МВА Uном= 35 кВ
ЕнЛЭП= 0,152 –нормативный коэффициент капиталовложений для ЛЭП;
Енобор= 0,193 –нормативный коэффициент капиталовложений для силового оборудования;
Определяем капитальныезатраты на сооружение ВЛЭП:
/>, где: (1.9.6)
А- стоимость сооружения 1 км ЛЭП, />.[2, табл.10.14] ;
Определяем капитальныезатраты 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 приноминальной нагрузке, кВт/км [1, табл. П.2.7];
/> - стоимость 1кВТч электрическойэнергии;
/> - коэффициент загрузки линии.
Cтоимость потерь ЛЭП:
/> (1.9.8)
Определяемамортизационные отчисления:
/>, где: (1.9.9)
Еам=2,8%– коэффициент амортизационных отчислений [1; стр.77].
Определяемотчисления на обслуживание ВЛЭП:
/>, где: (1.9.10)
Еобсл=0,4%– коэффициент, учитывающий затраты на обслуживание [1; стр.77]. Определяемсуммарные приведенные затраты:
/> (1.9.11)

 
2)  S=6,3МВА Uном = 110 кВ
Определяем капитальныезатраты на сооружение ВЛЭП:
/>, где:
А=24,6 тыс. руб./км –стоимость сооружения одного километра линии выбранного сечения насоответствующих опорах (принимаем II район по гололеду) [2; табл. 10.14];
Определяем капитальныезатраты 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 приноминальной нагрузке, кВт/км [1, табл. П.2.7];
/> - коэффициент загрузки линии.
/> - стоимость 1кВТч электрическойэнергии;
Cтоимость потерь ЛЭП:
/>
Определяемамортизационные отчисления:
/>,

Определяемотчисления на обслуживание ВЛЭП:
/>,
Определяемсуммарные приведенные затраты:
/>
 
1.10 Определениесуммарных приведенных затрат на установку оборудования
 
1) S=6,3 МВА Uном= 35 кВ
Определяем капитальныезатраты на установку трансформаторов:
/>, (1.10.1)
где: А=21,2 тыс. руб./км– цена трансформатора [2; табл. 10.14];
Определяемамортизационные отчисления:
/>, (1.10.2)
Определяемотчисления на обслуживание:
/>, (1.10.3)
Определяемсуммарные приведенные затраты:

/> (1.10.4)
3)  S=6,3МВА Uном= 110 кВ0.067
Определяем капитальныезатраты на установку трансформаторов:
/>,
где: А=32 тыс. руб./км –цена трансформатора [4; табл. 10.14];
Определяемамортизационные отчисления:
/>,
Определяемотчисления на обслуживание:
/>,
Определяемсуммарные приведенные затраты:
/>
 
1.11 Выбороптимального варианта питающего напряжения ГПП
 
Выбор оптимальноговарианта электроснабжения осуществляется по минимуму приведенных затрат:
/> (1.11.1)
Вариант 1:

/>
Вариант 2:
/>
Следовательно, по условиюминимума приведенных затрат выбираем первый вариант, т.е. напряжение питающейсети принимаем равным 35 кВ.

 
Часть 2.Технико-экономическое обоснование выбора устройств компенсации реактивноймощности в системе электроснабжения предприятия
2.1 Расчет реактивноймощности, поставляемой энергосистемой предприятию, определение вариантовсуммарной мощности компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ
/>
Рис. 2.1.1 Схемакомпенсации реактивной мощности
Суммарная расчетнаямощность БК определяется по минимуму приведенных затрат двумя последовательнымирасчетными этапами:
Этап I – выбор экономически оптимальногочисла трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций.
Этап II – определение дополнительноймощности батарей, в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и всети 6/10 кВ предприятия, питающей эти трансформаторы.
Наибольшая реактивнаямощность, которая может быть передана со стороны сети 6-10 кВ в сеть до 1000 Вбез увеличения заданного числа трансформаторов:

/> (2.1.1)
Определяем наибольшеезначение реактивной мощности />, передаваемой из сети ЭС в сетьпромышленного предприятия в режиме наибольших активных нагрузок энергосистемы:
/>, где: (2.1.2)
/>–
суммарная расчетнаяактивная мощность, отнесенная к шинам ГПП 10 кВ;
/>– для предприятий, расположенных вСибири 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 активнаямощность синхронного двигателя.
Баланс на стороне 10 кВ:
/>; (2.1.4)
По результатам расчетоввидно, что заданное число трансформаторов пропускает реактивную мощность,передаваемую из сети и вырабатываемую синхронным двигателем в режимеперевозбуждения.
В соответствии с этимрассмотрим два варианта компенсации реактивной мощности: с СД, работающим врежиме перевозбуждения и недовозбуждения.
1 вариант (СД работаетв режиме перевозбуждения)
Баланс на стороне 10 кВ:
/>
Так как />>/>, то баланс на низкойстороне 0,4 кВ:
/> (2.1.5)
Принимаем конденсаторныеустановки 9×УКТ-0,38-150У3 напряжением 0,38 кВ мощностью по 150 кВАркаждая [1, табл. П6.2].
2 вариант (СД работаетв режиме недовозбуждения)
Баланс на стороне 10 кВ:
/>
Так как />>/>, то баланс на низкойстороне 0,4 кВ:
/>
Принимаем конденсаторныеустановки 18×УКТ-0,38-150У3 напряжением 0,38 кВ мощностью по 150 кВАр [1,табл. П6.2].

 
2.2Технико-экономическое обоснование выбора устройств компенсации реактивноймощности
1 вариант (СД работаетв режиме перевозбуждения):
Полная реактивнаямощность, генерируемая батареями:
/>; (2.2.1)
Удельные затраты наустановку конденсаторных батарей:
/> (2.2.2)
где: /> - величина суммарныхотчислений от удельной стоимости БК [1, табл. П6.2];
/> - удельная стоимость БК [1, табл.П6.2];
/> - стоимость потерь [2, табл.9.14];
/> 
— удельные потериактивной мощности в конденсаторах.
Определим величинуудельных затрат для используемых в качестве источников реактивной мощности СД.
Удельные затраты на 1кВАр реактивной мощности:

/>,
где: (2.2.3)
/> — справочный коэффициент длядвигателя СТД-1600-2 [1, табл.П7.3].
Удельные затраты на 1кВАр2 реактивной мощности:
/> , где: (2.2.4)
/> -
справочный коэффициентдля двигателя СТД-1250-2 [1, табл.П7.3];
N – количество СД.
Определим суммарныезатраты на компенсацию:
/> (2.2.5)
 
2 вариант (СД работаетв режиме недовозбуждения):
Полная реактивнаямощность, генерируемая батареями:
/>;
Удельные затраты наустановку конденсаторных батарей:

/>
Определим суммарныезатраты на компенсацию:
/> (2.2.6)
При сравнении двухвариантов, полученных в результате технико-экономического расчета видно, чтонаиболее выгодным является вариант 2: СД работает в режиме недовозбуждения,18×УКТ-0,38-150У3.
2.3 Распределениемощности батарей конденсаторов по узлам нагрузки цеховой сети напряжением 0,4кВ
 
/>
Рис. 2.3.1 Схемараспределения ЭП по распределительным шкафам
Для рассматриваемогодеревообрабатывающего цеха с расчетными мощностями /> и />, определяем количество реактивноймощности, которую необходимо скомпенсировать. Цех питается от одноготрансформатора двухтрансформаторной подстанции ТП-6.
Суммарная мощность КБ настороне 0,4 кВ, приходящаяся на цех:
— расчетная реактивнаянагрузка 0,4 кВ завода: />
— расчетная реактивнаянагрузка 0,4 кВ цеха: />
— доля потребленияреактивной нагрузки 0,4 кВ цеха по отношению ко всему заводу:
/> (2.3.1)
— общая мощность КБ настороне 0,4 кВ завода: />
— тогда суммарнаямощность КБ на стороне 0,4 кВ, приходящаяся на цех:
/> (2.3.2)
Мощность, передаваемая состороны 10 кВ на сторону 0,4 кВ для всего завода: />
Мощность, передаваемая состороны 10 кВ на сторону 0,4 кВ цеха:
/>
Реактивная мощность,которую способен пропустить цеховой трансформатор:
/>
Т.к. />, тогда распределение КБдля радиальной сети производится по формуле:

/>,
где:
/> — искомая мощность i-ой линии, передаваемая в сеть 0,4 кВсо стороны 10 кВ;
/> — суммарная распределяемаямощность;
/> — эквивалентное сопротивлениесети, напряжением до 1000 В;
/> — сопротивление радиальной i-ой линии.
Эквивалентноесопротивление сети:
/> (2.3.3)
Расчетная мощность
Тогда:
/>
/>
/>
/>
/>
Расчетная мощностьбатарей конденсаторов, устанавливаемых у ПР:

/>
/>
/>
/>
/>
Учитывая шкалуноминальных 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 работебыло осуществлено технико-экономическое обоснование варианта питающегонапряжения, а также варианта по компенсации реактивной мощности на предприятии.
Выбор питающегонапряжения зависит от значения нагрузки предприятия, от величины приведенныхзатрат при использовании данного напряжения, от длины питающей линии. Врезультате проведенных расчетов наиболее эффективным с точки зрения минимумаприведенных затрат оказался вариант с напряжением питающей сети 110 кВ итрансформаторов мощностью 6,3 МВА.
При выборе вариантакомпенсации реактивной мощности также руководствуются минимумом затрат покаждому варианту, в данном случае наиболее эффективным оказался вариант прииспользовании размещения на предприятии 8КУ мощностью 150 кВАр прииспользовании исходного числа цеховых ТП.
Помимо этого, в курсовойработе было осуществлен выбор мощностей трансформаторов на основе расчета посуточному графику нагрузки и проверка данных трансформаторов на возможностьработы с перегрузкой по заданному графику, был произведен расчет экономическихрежимов работы трансформатора, выбор сечения проводов ВЛЭП для каждого извариантов.
В результате можносделать вывод, что выбор наиболее эффективного варианта электроснабжения,компенсации реактивной мощности можно выполнить на основетехнико-экономического сопоставления нескольких вариантов. Технико-экономическоесравнение базируется на сравнении показателей работы оборудования, режимов ихработы, и на сравнении затрат по реализации данного варианта.

 
Список используемойлитературы
1.  Г.Н. Климова, А.В. Кабышев. Элементыэнергосбережения 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 длякурсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов.- М.:Энергоатомиздат, 1989.-608 с.
3.  Справочник по электроснабжениюпромышленных 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 проектированиюэлекроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро.- 3-е изд.,перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1985.-352 с.
5.  Справочник по проектированиюэлектрических 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 квыполнению курсового проекта для студентов специальности 100400«Электроснабжение» (по отраслям) ИДО: Изд-во Томского политехнического университета.-Томск, 2004. — 112 с.


Не сдавайте скачаную работу преподавателю!
Данный реферат Вы можете использовать для подготовки курсовых проектов.

Поделись с друзьями, за репост + 100 мильонов к студенческой карме :

Пишем реферат самостоятельно:
! Как писать рефераты
Практические рекомендации по написанию студенческих рефератов.
! План реферата Краткий список разделов, отражающий структура и порядок работы над будующим рефератом.
! Введение реферата Вводная часть работы, в которой отражается цель и обозначается список задач.
! Заключение реферата В заключении подводятся итоги, описывается была ли достигнута поставленная цель, каковы результаты.
! Оформление рефератов Методические рекомендации по грамотному оформлению работы по ГОСТ.

Читайте также:
Виды рефератов Какими бывают рефераты по своему назначению и структуре.