Электроснабжение завода по выпуску трансформаторов
Дипломная работа - Физика
Другие дипломы по предмету Физика
затратах также учитываем сэкономленные потери электрической энергии и средства компенсации реактивной мощности.
З1= И1пот,(7.31)
З2 = ЕнКку + Ику + И2пот(7.32)
где И1пот и И2пот - соответственно стоимость потерь электроэнергии до и после компенсации, имеющие место в электрических сетях завода и системы, тыс. руб./кВтч;
Кку - стоимость установленных КУ, тыс. руб.;
Ику - издержки по эксплуатации КУ, тыс. руб.
Ику= Иам ку+ Иэкс ку + Ипот ку.,(7.33)
где Иам ку - амортизационные отчисления на КУ;
Иэкс ку - эксплуатационные расходы на КУ;
Ипот ку - стоимость потерь электроэнергии в КУ.
Принимаем удельные потери в КУ 0,004 кВт/квар.
Средняя стоимость электроэнергии, руб./ кВтч
(7.34)
где а - основная ставка за 1 кВт заявленной максимальной мощности, а= 100000 руб./кВтгод;
b - дополнительная ставка за 1 кВтч электроэнергии, учтённой расчётным счётчиком на стороне первичного напряжения, b =70 руб./кВтч;
Тм - время использования максимума нагрузки предприятия, ч.
руб./ кВтч
Определяем годовые потери электроэнергии в внутризаводских трансформаторах и линиях.
Потери активной энергии в трансформаторах, кВт
,(7.35)
где t - время максимальных потерь, по [2] при Тмах = 4500 ч t = 2500 ч.
Годовые потери в линиях электропередач
,(7.36)
Расчет потерь покажем на примере подстанции ТП1 и линии, питающей ее. Сечение кабеля питающего ТП4 q = 70 мм2 (определялось при расчёте токов КЗ)
кВтч.
кВтч.
Аналогично находим потери энергии в ТП и линиях до и после компенсации. Все расчеты сводим в таблицу 7.6 и таблицу 7.7.
Таблица 7.6 - Потери энергии в трансформаторах
№ т. п.Число трансформаторов?Рхх, кВт?Ркз, кВтS, кВА?т?Wхх, кВт*ч?Wкз, кВт*ч12345678До компенсацииТП 11*10001,910,81044,821,0441664429428ТП21*10001,910,81065,681,0651664428755ТП32*10001,910,82445,081,2233328880769ТП41*10001,910,81188,901,1891664438170ТП51*10001,910,81190,051,1901664438235ТП62*10001,910,82197,111,0983328865103
Таблица 7.7 - Потери энергии в линиях
Линияr0, Ом/кмL, кмS, кВА?P, кВт?W, кВт*ч123456До компенсацииГПП-РП0,132,710702,96202502603РП-ТП10,4470,091044,820,441098ТП1-ТП20,4470,261065,681,323300РП-ТП30,4470,112445,081,473674РП-ТП40,4470,261188,901,6434107РП-ТП50,4470,201190,051,2663165РП-ТП60,4470,152197,111,6184046?---209,757521993После компенсацииГПП-РП0,132,77882,67109272623РП-ТП10,4470,09826,970,275688ТП1-ТП20,4470,26874,260,8882221РП-ТП30,4470,111468,960.5301326
Определяем потери в трансформаторах ГПП 2x40 МВА. Коэффициент загрузки трансформаторов b=0,7, коэффициент мощности cosj=0,9. Параметры трансформаторов DPхх=34 кВт, DPкз=170 кВт.
В рабочем режиме трансформатор загружен мощностью S=0.7Sном=0,740000=28000 кВА.
Из них активной мощностью загружен на
Р = Scosj = 280000,9=25200 кВт,
реактивной мощностью -
Считаем, что данная реактивная мощность протекает по трансформатору после компенсации, соответственно до компенсации по нему будет протекать реактивная мощность
Q1=Q2+Qнк1/2= 12205 + 4420/2 = 14415 квар.
Потери энергии в трансформаторах после компенсации по (7.35)
МВтч.
Потери энергии в трансформаторах до компенсации
МВтч.
Найдем потери в линиях электропередач, идущих от трансформаторов к системе.
Для этого определяем сечение линий
. Ближайшее сечение по [8] 240 мм2,
Rуд=12 Ом/100 км.
Потери энергии в линиях после компенсации по (7.36)
МВтч.
МВтч.
Суммарные потери DWлп=1166,28+233,27=1399,55 МВтч.
Потери энергии в линиях до компенсации
МВтч.
МВтч.
Суммарные потери DWлд=1253, 8+250,76=1504,56 МВтч.
Определяем потери мощности и энергии в КУ
DР=0,0044420=17,68 кВт,
DW=17,682500=44200 кВтч.
Стоимость КУ с учетом коэффициента инфляции Кинф=2000 следующая
УКМ58-0,4-200-33 1/3-У3 - 3730 тыс. руб.
УКМ58-0,4-402-67-У3 - 6006 тыс. руб.
УКМ58-0,4-536-67-У3 - 7974 тыс. руб.
Суммарная стоимость КУ
Кку=(67974+26006+23730)=67336 тыс. руб.
Издержки по эксплуатации КУ
Иам ку =0,04467336 =2962,78 тыс. руб.
Иэкс ку =0,0367336 =2020,08 тыс. руб.
Ипот ку =DWbср=44,20153,52=6785,58 тыс. руб.
Ику=Иам ку+Иэкс ку +Ипот ку=2962,78 +2020,08 +6785,58=11768,44 тыс. руб.
Суммарные потери в элементах электроснабжения после компенсации
И2пот =bср (DWл+DWт.хх+DWт.кз +DWт40МВА+DWл до сист)=
=153,52(282,7+133,15+141,38+1012,18+1399,55)=455794,74 тыс. руб.
Суммарные потери в элементах электроснабжения до компенсации
И1пот =bср (DWл+DWт.хх+DWт.кз+DWт63МВА+DWл до сист)=
=153,52(521,99+133,15+280,46+1043,43+1504,56)=534800,74 тыс. руб.
Срок окупаемости КУ, лет
.
лет.
З1 = 534800,74 тыс. руб.
З2 = 673360,12+11768,44 +455794,74 = 475643,5 тыс. руб.
DЗ = 534800,74 - 475643,5 = 59157,24 тыс. руб.
Так как DЗ=59157,24 тыс. руб.>0 и Ток=1,001 < 8,3 года, то установка КУ экономически целесообразна.
8. Построение картограммы и определение условного центра электрических нагрузок
Выбор места РП удобно производить с помощью картограммы нагрузок, которая представляет собой размещение на генеральном плане предприятия окружности. Площади ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе отражают расчётные нагрузки цехов.
Радиус окружности в для каждого цеха определяем по выражению, мм
, (8.1)
где m - масштаб площади круга, кВт/мм2.
Каждый круг разделяется на секторы, соответствующие силовой и осветительной нагрузкам. Угол сектора осветительной нагрузки a в градусах определяется по формуле
(8.2)
Центр электрических нагрузок определяется по формуле, мм
, (8.3)
. (8.4)
где xi, yi - координаты i-го цеха.
Для составлени?/p>