Компенсирующие устройства и напряжение питающей линии ГПП вагоноремонтного завода

Схема, содержащая 9 трансформаторов (которые выбраны ранее)

25412

знаков

таблиц

изображений

Читать далее: Схема, содержащая 9 трансформаторов (которые выбраны ранее)

Федеральное агентство образования

Политехнический университет

Электротехнический институт

Электроснабжение промышленных предприятий

Кафедра ЭСПП

Технико-экономическое обоснование выбора

компенсирующих устройств и напряжения питающей линии ГПП

вагоноремонтного завода

Курсовой проект

по дисциплине “Специальные вопросы ЭСПП”

Выполнил: студент гр

Проверил: профессор

Содержание

I. Технико-экономическое обоснование выбора напряжения

питающей линии ГПП вагоноремонтного завода

1. Расчет по суточному графику электрических нагрузок

вагоноремонтного завода средней и максимальной нагрузок

2. Построение годового графика по продолжительности и

определение времени использования максимума нагрузки

3. Выбор трансформаторов на ГПП

4. Определение экономически целесообразного режима работы трансформаторов

5. Распределение нагрузки между параллельно работающими трансформаторами

6. Годовые потери мощности и электроэнергии в трансформаторах

7. Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питающей линии ГПП

7.1 Выбор и обоснование схемы внешнего электроснабжения

7.2 Выбор сечения проводников для двух классов напряжений

7.3 Технико-экономические сравнения рассматриваемых вариантов ВЛЭП

8. Технико-экономические расчеты по выбору варианта ГПП

8.1 Капитальные затраты на трансформаторы и стоимость потерь

электроэнергии в них

8.2 Полные затраты по вариантам

9. Выбор оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения

II. Технико-экономическое обоснование выбора компенсирующих

устройств в системе электроснабжения вагоноремонтного завода

1. Выбор схемы электроснабжения предприятия для определения

реактивной мощности, подлежащей компенсации

2. Составление баланса реактивной мощности и выбор двух

вариантов ее компенсации

3. Технико-экономическое сравнение вариантов

4. Распределение мощности батарей конденсаторов по узлам

нагрузки кузнечного цеха

Заключение

Литература

I. Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питающей линии ГПП вагоноремонтного завода

1. Расчет по суточному графику электрических нагрузок вагоноремонтного завода средней и максимальной нагрузок

Выбираем характерный суточный график электрических нагрузок согласно отрасли близкой для нашего предприятия. Принимаем суточный график химического комбината.

Мощность каждой ступени:

где: и - расчетные активная и реактивная мощности предприятия со стороны высшего напряжения трансформаторов ГПП.

Таким образом, для характерного суточного графика, представленного на рис.1 получим:

Аналогично для других ступеней. Результаты расчетов активных и реактивных мощностей ступеней приведены в таблице 1.

Таблица 1

Ступень	часы	Pст.	часы	Qст.
1	0-1	6723,8	0-1	5473,6
2	1-3	6174,9	1-3	5473,6
3	3-4	6174,9	3-4	5706,5
4	4-4,5	6655,2	4-4,5	5706,5
5	4,5-8	6723,8	4,5-8	5706,5
6	8-10	6861	8-10	5823
7	10-11	6655,2	10-11	5590
8	11-14	6312,1	11-14	5590
9	14-14,5	6586,6	14-14,5	5590
10	14,5-15	6586,6	14,5-15	5823
11	15-17	6861	15-17	5823
12	17-19	6312,1	17-19	5590
13	19-21	6174,9	19-21	5357
14	21-24	6312,1	21-24	5590

Таким образом, получаем суточный график:

Рис.1 Характерный суточный график электрических нагрузок

Рис. 2 Годовой график нагрузки по продолжительности использования активной мощности

2. Построение годового графика по продолжительности и определение времени использования максимума нагрузки

На основании суточного графика построим годовой график по продолжительности (рис. 2).

Потребляемая активная и реактивная суточная энергия:

Средняя полная мощность предприятия за сутки:

Из годового графика нагрузки по продолжительности определяем :

3. Выбор трансформаторов на ГПП

Учитывая наличие потребителей I и II категории, устанавливаем на ГПП два трансформатора.

Из суточного графика нагрузок завода определяем:

Определяем коэффициент заполнения графика нагрузки:

По и с помощью номограммы [1] определяем коэффициент кратности допустимой перегрузки:

Определяем номинальную мощность трансформатора:

Намечаем для дальнейшего рассмотрения трансформаторы двух номинальных мощностей:

При этом коэффициент загрузки трансформатора:

Определяем допустимую систематическую перегрузку трансформаторов в соответствии с суточным графиком:

За счет неравномерности годового графика нагрузки (недогрузка в весенне-летний период) может быть допущена дополнительная перегрузка, но не более 15%:

Определяем суммарную допустимую перегрузку трансформаторов в нормальном режиме при максимальной нагрузке завода:

Проверяем возможность работы трансформатора в послеаварийном режиме при перегрузке 40% и обеспечении потребителей I и II категории:

где - доля потребителей I и II категории.

4. Определение экономически целесообразного режима работы трансформаторов

Если на подстанции установлены трансформаторы, имеющие разные характеристики или различные мощности, то для выбора экономичного режима их работы пользуются кривыми приведенных потерь, которые учитывают потери мощности в цепи трансформатора с учетом потребления трансформаторами реактивной мощности. Потребление реактивной мощности трансформаторами увеличивает потоки мощности в звеньях системы и вызывает в них повышение потерь активной мощности.

Это повышение потерь учитывается с помощью экономического эквивалента реактивной мощности.

В дальнейших расчетах будем рассматривать два варианта значений напряжения питающей линии ГПП химического комбината: 35 кВ и 110 кВ.

Для U_НОМ=35 кВ К_ЭК= 0,12

U_НОМ=110 кВ К_ЭК= 0,1

Вариант 1:

· ТМН - 4000/35

Приведенные потери:

, где

(при ) - экономический эквивалент реактивной мощности

, где

Суммарные приведенные потери для первого трансформатора:

Суммарные приведенные потери для второго трансформатора:

Суммарные приведенные потери для двух трансформаторов:

Кривые приведенных потерь для одного работающего трансформатора и для двух трансформаторов строятся на основе полученных уравнений.

Для построения кривых приведенных потерь составим таблицу изменения :

Таблица 2

	,кВт	,кВт	,кВт
0	11,5	11,5	23
1000	15,84	16,07	25,23
2000	28,88	29,78	31,91
3000	50,59	52,62	43,05
4000	81	84,6	58,65
5000	120,09	125,72	78,7
6000	167,88	175,98	103,21
7000	224,34	235,37	132,18
8000	289,5	303,9	165,6
8998,9	363,26	381,48	203,43
10000	445,87	468,38	245,81

Рис. 3 Графики приведенных потерь для варианта 1 (;)

1 – работают два трансформатора; 2 – работает первый трансформатор; 3- работает второй трансформатор;

Определим аналитически мощность (), при которой целесообразно переходить от одного трансформатора к двум:

Погрешность между графическим и аналитическим способами составляет:

Для остальных вариантов расчет аналогичен, результаты расчетов сводим в таблицы.

Вариант 2:

· ТМН - 6300/35

Таблица 3

	,кВт	,кВт	,кВт
0	16	16	32
1000	18,6	18,74	33,34
2000	26,4	26,97	37,34
3000	39,4	40,69	44,02
4000	57,6	59,89	53,37
5000	81	84,58	65,4
6000	109,61	114,75	80,09
7000	143,41	150,41	97,45
8000	182,41	191,55	117,49
8998,9	226,56	238,13	140,17
10000	276,02	290,30	165,58

Погрешность между графическим и аналитическим способами составляет:

Рис. 4 Графики приведенных потерь для варианта 2 (;)

1 – работает два трансформатора; 2 – работает первый трансформатор; 3- работает второй трансформатор;

Вариант 3:

· ТМН - 4000/110

Таблица 4

	,кВт	,кВт	,кВт
0	12,5	12,5	25
1000	17,19	17,44	27,41
2000	31,95	32,25	34,63
3000	54,69	56,94	46,66
4000	97,5	91,5	63,5
5000	129,65	135,94	85,16
6000	181,25	190,7	111,74
7000	242,19	255,05	143,06
8000	312,5	329,3	179,2
8998,9	392,1	413,35	220,11
10000	481,25	507,5	265,94

Рис. 5 Графики приведенных потерь для варианта 3 (;)

1 – работают два трансформатора; 2 – работает первый трансформатор; 3- работает второй трансформатор;

Вариант 4:

· ТМН - 6300/110

Таблица 5

	,кВт	,кВт	,кВт
0	16,54	16,54	33,08
1000	19,32	19,48	34,51
2000	27,64	28,31	38,8
3000	41,52	43,02	45,94
4000	60,94	63,61	55,95
5000	85,92	90,09	68,81
6000	116,45	122,45	84,54
7000	152,53	160,7	103,12
8000	194,16	204,83	124,56
8998,9	241,28	254,79	148,83
10000	294,07	310,75	176,01

Рис. 6 Графики приведенных потерь для варианта 4 (;)

1 – работают два трансформатора; 2 – работает первый трансформатор; 3- работает второй трансформатор;

6. Годовые потери мощности и электроэнергии в трансформаторах

Потери мощности в трансформаторах складываются из потерь активной и реактивной мощностей.

Потери активной мощности складываются из потерь на нагрев обмоток трансформатора, зависящих от тока нагрузки, и из потерь на нагрев стали сердечника магнитопровода (перемагничивание и вихревые токи), не зависящих от нагрузки.

Потери мощности в трансформаторе могут быть определены по справочным данным следующим образом:

Потери электроэнергии:

, где

- число часов использования максимальных потерь

- время включения трансформатора

- коэффициент загрузки трансформатора

Рассмотрим два случая:

1) Когда работает один трансформатор. В этом случае: , где

- мощность i-ой ступени графика нагрузки

-паспортная мощность трансформатора

2) Когда работают оба трансформатора, но раздельно, то есть секционный выключатель разомкнут.

Коэффициент загрузки для раздельно работающих трансформаторов:

, учитываем то, что трансформаторы загружены равномерно

Так как минимальная мощность ступени суточного графика нагрузки равна 8174 кВА и больше мощности, при которой целесообразно переходить от одного трансформатора к двум () во всех рассмотренных выше четырёх случаях, то получается, что на ГПП всё время работают оба трансформатора.

Вариант 1:

· ТМН - 4000/35

Приведем пример расчета годовых потерь мощности и электроэнергии в трансформаторах для данного варианта:

Коэффициент загрузки для раздельно работающих трансформаторов:

Потери мощности для раздельно работающих трансформаторов:

Потери электроэнергии для раздельно работающих трансформаторов:

Для остальных вариантов расчет аналогичен. Расчеты сводим в таблицы.

Таблица 6

№ ступени	Нагрузка кВА	Кзагр.*0,5	Прод-ть одной ступени нагрузки ч/год	Кзагр. двух отдельно работающих тр-ов	Потери мощн. в тр-ах кВт	Потери эл.эн. в тр-ах кВт*ч/год
1	8174	1,02	730	1,02	167,62	1164900
2	8251,6	1,03	730	1,03	170,86	1191000
3	8407,9	1,05	365	1,05	176,54	1227000
4	8431,5	1,054	2920	1,054	177,4	1293000
5	8638,9	1,08	182,5	1,08	185,09	1291000
6	8670	1,084	365	1,084	186,26	1305000
7	8691,4	1,086	365	1,086	187,06	1311000
8	8766,5	1,096	182,5	1,096	189,91	1329000
9	8791,5	1,099	182,5	1,099	190,87	1337000
10	8818,9	1,102	1277,5	1,102	191,91	1370000
11	8998,9	1,125	1460	1,125	198,88	1430000
Итого:			8760		2022,4	24733000

Вариант 2:

· ТМН - 6300/35

Таблица 7

№ ступени	Нагрузка кВА	Кзагр.*0,5	Прод-ть одной ступени нагрузки ч/год	Кзагр. двух отдельно работающих тр-ов	Потери мощн. в тр-ах кВт	Потери эл.эн. в тр-ах кВт*ч/год
1	8174	0,649	730	0,649	118,86	713000
2	8251,6	0,655	730	0,655	120,52	726100
3	8407,9	0,667	365	0,667	123,91	741300
4	8431,5	0,669	2920	0,669	124,42	827200
5	8638,9	0,686	182,5	0,686	129,03	776100
6	8670	0,688	365	0,688	129,73	787500
7	8691,4	0,690	365	0,690	130,21	791400
8	8766,5	0,696	182,5	0,696	131,91	799100
9	8791,5	0,698	182,5	0,698	132,48	803600
10	8818,9	0,70	1277,5	0,70	133,11	843600
11	8998,9	0,714	1460	0,714	137,28	882600
Итого:			8760		1411,46	8691500

Вариант 3:

· ТМН - 4000/110

Таблица 8

№ ступени	Нагрузка кВА	Кзагр.*0,5	Прод-ть одной ступени нагрузки ч/год	Кзагр. двух отдельно работающих тр-ов	Потери мощн. в тр-ах кВт	Потери эл.эн. в тр-ах кВт*ч/год
1	8174	1,02	730	1,02	181,60	1261000
2	8251,6	1,03	730	1,03	184,58	1285000
3	8407,9	1,05	365	1,05	190,69	1325000
4	8431,5	1,054	2920	1,054	191,62	1396000
5	8638,9	1,08	182,5	1,08	199,92	1393000
6	8670	1,084	365	1,084	201,18	1408000
7	8691,4	1,086	365	1,086	202,05	1415000
8	8766,5	1,096	182,5	1,096	205,12	1435000
9	8791,5	1,099	182,5	1,099	206,15	1443000
10	8818,9	1,102	1277,5	1,102	207,28	1479000
11	8998,9	1,125	1460	1,125	214,8	1543000
Итого:			8760		2184,99	15383000

Вариант 4:

· ТМН - 6300/110

Таблица 9

№ ступени	Нагрузка кВА	Кзагр.*0,5	Прод-ть одной ступени нагрузки ч/год	Кзагр. двух отдельно работающих тр-ов	Потери мощн. в тр-ах кВт	Потери эл.эн. в тр-ах кВт*ч/год
1	8174	0,649	730	0,649	125,79	760200
2	8251,6	0,655	730	0,655	127,56	774300
3	8407,9	0,667	365	0,667	131,18	790900
4	8431,5	0,669	2920	0,669	131,73	879800
5	8638,9	0,686	182,5	0,686	136,64	828200
6	8670	0,688	365	0,688	137,39	840200
7	8691,4	0,690	365	0,690	137,90	844300
8	8766,5	0,696	182,5	0,696	139,72	852700
9	8791,5	0,698	182,5	0,698	140,33	857500
10	8818,9	0,70	1277,5	0,70	141,00	899100
11	8998,9	0,714	1460	0,714	145,45	940400
Итого:			8760		1494,69	9267600

7. Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питающей линии ГПП

Задачей технико-экономических расчетов является выбор оптимального варианта передачи, преобразования и распределения электроэнергии от источника питания до потребителей.

Критерием оптимального варианта служит минимум приведенных годовых затрат:

, где

- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений

- единовременные капитальные вложения

- суммарные годовые эксплуатационные расходы

7.1 Выбор и обоснование схемы внешнего электроснабжения

В качестве схемы внешнего электроснабжения принимаем схему: два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий [2].

Рис. 7 Схема внешнего электроснабжения

Данная схема удовлетворяет основным требованиям, предъявляемым к схемам электрических соединений:

· Схема обеспечивает надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах.

· Схема обеспечивает надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах.

· Схема является простой, наглядной и экономичной.

7.2 Выбор сечения проводников для двух классов напряжений

Выбор сечения проводов проводим по экономической плотности тока в нормальном и послеаварийном режимах.

Правильно выбранное сечение должно удовлетворять следующим требованиям:

· По перегрузке

· По допустимой потере напряжения ( - нормальном режиме, - в послеаварийном)

· По потере на корону (для 110 кВ и выше)

Экономическое сечение:

, где

- нормированное значение экономической плотности тока при

Вариант 1:

Принимаем ближайшее стандартное сечение . Выбираем сталеалюминевые провода марки АС-70, допустимый ток [2].

Для принятого сечения проводим все необходимые проверки:

1) По аварийному току:

2) По механической прочности:

Для сталеалюминевых проводов минимальное сечение по условию механической прочности составляет .

3) По допустимой потере напряжения:

Допустимая длина питающей линии:

, где

- длина линии, при полной нагрузке на которой, потеря напряжения равна 1% [3].

- допустимая потеря напряжения в нормальном режиме

4) По короне:

Проверка на корону осуществляется для линий напряжением 110 кВ и выше. Следовательно, для данного варианта данную проверку не проводим.

Выбранное сечение удовлетворяет всем условиям.

Вариант 2:

Принимаем ближайшее стандартное сечение . Выбираем сталеалюминевые провода марки АС-70 [2].

Для принятого сечения проводим все необходимые проверки:

1) По короне:

Условие: , где

Если , то:

- начальная напряженность возникновения коронного разряда

- радиус провода марки АС-70[4]

- коэффициент гладкости провода

- относительная плотность воздуха, определяемая атмосферным давлением и температурой воздуха

- напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода

- для железобетонной двухцепной опоры ПБ-110-4 (СК-4), подвеска проводов типа «бочка» [5]

Таким образом,

- условие выполняется.

Выбранное сечение удовлетворяет всем условиям.

2) По аварийному току:

3) По механической прочности:

Для сталеалюминевых проводов минимальное сечение по условию механической прочности составляет .

4) По допустимой потере напряжения:

Допустимая длина питающей линии:

Выбранное сечение удовлетворяет всем условиям.

7.3 Технико-экономические сравнения рассматриваемых вариантов ВЛЭП

Капитальные затраты

Вариант 1:

, где

- стоимость сооружения одного километра линии на стальных двухцепных опорах [2]

- длина ВЛЭП

ОРУ содержит в себе два блока с отделителем и неавтоматической перемычкой, стоимостью [2]:

Вариант 2:

, где

- стоимость сооружения одного километра линии на железобетонных двухцепных опорах [2]

Эксплуатационные затраты

Вариант 1:

Стоимость потерь энергии в линиях:

, где

- число цепей ВЛЭП,

- удельные потери (на одну цепь) при номинальной загрузке ЛЭП, т.е. при [3]

- стоимость электроэнергии. Принимаем

- время максимальных потерь,

Отчисления на амортизацию и обслуживание элементов:

, где

- издержки на амортизацию и обслуживание ЛЭП

- издержки на амортизацию и обслуживание силового оборудования ОРУ 35 кВ

Вариант 2:

Стоимость потерь энергии в линиях:

, где

Отчисления на амортизацию и обслуживание элементов:

Полные затраты

Вариант 1:

, где

- нормативный коэффициент капитальных вложений в ЛЭП

- нормативный коэффициент капитальных вложений в силовое оборудование

Вариант 2:

8. Технико-экономические расчеты по выбору варианта ГПП 8.1 Капитальные затраты на трансформаторы и стоимость потерь электроэнергии в них

Вариант 1:

где, - суммарные годовые эксплуатационные расходы

- единовременные кап. затраты в трансформаторы [2]

- стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

- потери электроэнергии в раздельно-работающих трансформаторах, кВт*ч/год (табл.6)

Вариант 2:

где, - единовременные кап. затраты в трансформаторы [2]

, где

Вариант 3:

, где

Вариант 4:

, где

8.2 Полные затраты по вариантам

Полные затраты по всем вариантам сведем в таблицу.

Таблица 10

Вариант	Полные затраты по ВЛЭП, тыс.у.е.	Полные затраты по трансформаторам	Полные затраты по варианту
Вариант	Полные затраты по ВЛЭП, тыс.у.е.	При раздельной работе, тыс.у.е.		При раздельной работе, тыс.у.е.
Вариант 1	138,334	999,652		1137,986
Вариант 2	138,334	359,714		498,048
Вариант 3	62,79	625,652		688,442
Вариант 4	62,79	370,704		433,494

9. Выбор оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения

В результате технико-экономического сравнения рассмотренных вариантов была выбрана двухцепная ВЛЭП 110 кВ, выполненная на железобетонных опорах проводом марки АС-70. А также вариант установки на ГПП двух раздельно- работающих трансформаторов мощностью 6300 кВА (ТМН-6300/110).

II. Технико-экономическое обоснование выбора компенсирующих устройств в системе электроснабжения вагоноремонтного завода 1. Выбор схемы электроснабжения предприятия для определения реактивной мощности, подлежащей компенсации

Основной задачей компенсации реактивной мощности является снижение потерь активной мощности и регулирование напряжения. Эту задачу целесообразно рассматривать как с технической, так и с экономической точек зрения. Экономическая сторона этого вопроса заключается в том, что необходимо минимизировать сумму капитальных вложений и эксплуатационных затрат компенсационного оборудования. С технической точки зрения необходимо подобрать необходимое оборудование и выбрать наиболее оптимальное место его размещения. С точки зрения экономии электроэнергии и регулирования напряжения компенсацию реактивной мощности наиболее целесообразно осуществлять в месте возникновения ее дефицита.

Рис. 8 Схема компенсации реактивной мощности

Определяем - наибольшее значение реактивной мощности, передаваемой из сети ЭС в сеть промышленного предприятия в режиме наибольших активных нагрузок энергосистемы:

, где

- суммарная расчетная активная мощность, отнесенная к шинам ГПП 6 кВ

- расчётный коэффициент, соответствующий средним условиям передачи реактивной мощности по сети системы к потребителям с учётом различных затрат на потери мощности и электроэнергии; для предприятий, расположенных в Сибири при напряжении питающей линии 110 кВт [7]