Технико-экономическое обоснование выбора компенсирующих устройств и напряжения питающей линии ГПП инструментального завода ремонтно-механического цеха

сталеалюминиевых проводов  минимальное сечение по условиям механической прочности 25 мм².

в) По допустимой потере напряжения:

- допустимая длина питающей линии:

где:  - длина линии при полной нагрузке, на которой потеря напряжения равна 1%. По  [1, табл.2-5] принимаем =1,48 км;

= 5% - допустимая потеря напряжения в нормальном режиме.

Тогда,

г) Проверка на корону при  не производится.

       2  вариант:

Принимаем стандартное сечение 70 мм². Выбираем сталеалюминиевые провода марки АС-70, допустимый ток .

Проверка выбранного сечения.

а) Проверка сечения по п/ав току при отключении одной линии :

б) По механической прочности:

Для сталеалюминиевых проводов  минимальное сечение по условиям механической прочности 35 мм².

в) По допустимой потере напряжения:

По  [1, табл.2-8] принимаем =5,17 км;

Тогда,

Таким образом, выбранное сечение удовлетворяет всем условиям  проверки.

Для определения суммарных затрат рассчитываются их  составляющие – капитальные затраты и эксплуатационные расходы.

Капитальные затраты на сооружение ВЛЭП:

, где: А – стоимость сооружения одного километра линии выбранного сечения, установленной на выбранных опорах.

, где:  В – стоимость блока с отделителем и короткозамыкателем на ОРУ.

Стоимость потерь энергии в линиях:

где:  n – число цепей ВЛЭП,

          - удельные потери при номинальной нагрузке ЛЭП,

 - время максимальных потерь,

 - стоимость 1кВТ ч электроэнергии. Принимаем

Тогда полные приведенные затраты для ЛЭП:

, где:  Нормативный коэффициент капитальных вложений составляет:

Рассмотрим оба варианта: ЛЭП-35 и ЛЭП-110.

1 вариант:

Выбираем опоры стальные двухцепные с проводами марки АС.

По [1, табл. 2-1] определяем нормы отчислений от капитальных вложений %:

,

Капитальные вложения:

где: А – стоимость сооружения одного километра линии выбранного сечения, установленной на выбранных опорах. [1, табл. 2-7]

В – стоимость блока с отделителем и короткозамыкателем на ОРУ. [1, табл. 2-29]

Стоимость потерь:

,

Тогда, полные затраты:

2 вариант:

Принимаем двухцепную ВЛЭП на стальных опорах.

При этом по [1, табл. 2-1]:

,

Капитальные затраты на сооружение:

 [1, табл. 2-9]

 [1, табл. 2-29]

Стоимость потерь:

Тогда, полные затраты:

Выбор оборудования ГПП

          Потери мощности и электроэнергии в трансформаторах.

Потери в трансформаторе складываются из потерь активной и реактивной мощностей. Потери активной мощности складываются из потерь на нагрев обмоток трансформатора, зависящих от тока нагрузки, и потерь на нагрев стали, не зависящих от тока нагрузки. Потери реактивной мощности имеют две составляющие: потери вызванные рассеянием магнитного потока в трансформаторе и зависящие от квадрата нагрузки и потерь на намагничивание трансформатора, определяемые током холостого хода.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

Намечаем варианты с установкой  трансформаторов, , марок ТМН-6300/35 и ТМН-6300/110 для напряжений 35 кВ и 110 кВ соответственно.

Для второго варианта,  , выбираем трансформаторы марок ТДН-10000/35 и ТДН Uвн=110кВ  Uнн=11кВ . Далее рассмотрим все четыре варианта:

1.ТМН-6300/35

Приведенные годовые затраты:

По справочным данным: [2, табл.17-6]

Тогда,

2.ТДН-10000/35

[2, табл.17-6]

3.ТМН-6300/110

[2, табл.17-6]

4.ТДН-10000/110

[2, табл.17-7]

Технико-экономическое сравнение вариантов

Результаты расчета технико-экономических показателей сведем в таблицу.

     Приведенные полные затраты по вариантам, тыс. у.е.

Таблица 2

Таким образом, на основании полных затрат выбираем оптимальный с технико-экономической точки зрения вариант:

ВЛЭП 110 кВ, выполненная проводом марки АС-70, двухцепная, на стальных опорах;

 Устанавливаем трансформаторы марки ТМН - 6300/110.

КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

 Выбор оборудования

Задача оптимизации реактивной мощности в системах ЭСПП, выбора типа и места установки компенсирующих устройств должна решаться как задача поиска удовлетворительного технического решения при минимальных приведенных затратах. С точки зрения экономии электроэнергии и регулирования напряжения компенсацию реактивной мощности наиболее целесообразно осуществлять в месте ее возникновения.

           Рис. 4. Схема компенсации реактивной мощности

Определяем Q_э1 – наибольшее значение реактивной мощности, передаваемой из сети ЭС в сеть ПП в режиме наибольших активных нагрузок энергосистемы:

, где: -расчетная мощность, отнесенная к шинам 10 кВ.

 -расчетный коэффициент, соответствующий средним условиям передачи реактивной мощности по сети системы к потребителям.

Рассмотрим два варианта компенсации реактивной мощности: с уже выбранным ранее количеством цеховых трансформаторов и изменяя их количество.

Реактивная мощность, вырабатываемая СД.

Мощность, которая может быть передана на сторону 0,4 кВ.

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через трансформаторы в сеть 0,4 кВ:

Таким образом:

Технико-экономическое обоснование вариантов

1. Определение величины расчетных удельных затрат для  СД, используемого в качестве ИРМ.

где: ,-удельные затраты на 1 кВАр реактивной мощности и на (1 кВАр)² соответственно.

где: ,-расчетные величины, зависящие от параметров двигателя. Для двигателя марки СДН с Рном=800 кВт по [2, табл.3-2] =14.2 кВт, ,=11.8 кВт.

-85 у.е./кВт- удельная стоимость потерь активной мощности на генерацию