6. Выбор варианта компенсации реактивной мощности

Рассмотрим несколько вариантов, в зависимости от расположения компенсирующих устройств – на низкой стороне ТП, на высокой и смешанная установка на низкой и высокой сторонах одновременно. Необходимо выбрать наиболее выгодный вариант с учетом потерь в трансформаторах.

6.1 Установка КУ на стороне низкого напряжения ТП 0,38 кВ

В этом случае

Q_{КУ НН} =ΣQ_р.цi, (6.1)

где Q_р.цi- расчётные реактивные нагрузки НН цехов без учета потерь активной мощности в трансформаторах в виду их малости,

Q_р.НН=9778,06 квар.

Предварительно определяем требуемое количество трансформаторов, для чего распределяем мощности ЭП,питающихся от одних и тех-же подстанций, по группам. После этого определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки.

Далее определяем суммарную реактивную мощность групп ЭП - Qрасч.сумм., квар., определяем тип и требуемую мощность компенсирующих устройств Qку.треб.(на одну секцию), квар на каждой из секций подстанций согласно стандартному ряду. КУ устанавливаем на стороне НН каждой ТП.

По табл. 9.2 [5,221] принимаем к установке:

4*УКН-0,38-600 Н------ К_КУ=4,46 тыс.у.е.., Q_ном=600 квар;

13* УКН-0,38-500 Н---- К_КУ=3,64 тыс.у.е.., Q_ном=500 квар;

5* УКН-0,38-324 Н----- К_КУ=2,91 тыс.у.е.., Q_ном=324 квар;

Их суммарная мощность 10520 квар.

На заводе установлено 7 двух-хтрансформаторных и 1 одно-трансформаторных КТП с трансформаторами мощностью по 1000 кВА;

1 двух-хтрансформаторная и 2 одно-трансформаторных КТП с трансформаторами мощностью по 630 кВА

Капиталовложения на сооружение КТП по табл. 2-20 [4,132]:

K_2*1000 = 30,65 тыс. у.е.; K_1*1000 = 15,50 тыс. у.е.;

K_2*630 = 25,47 тыс. у.е. K_1*630 = 13,14 тыс. у.е

На КТП принимаем к установке трансформаторы типа ТМ-630/10/0.4 и ТМ-1000/10/0.4 (по табл.2-93 из [2.263]).

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по (6.7)-(6.9).

Принимаем при расчётах k_И.П.=0,05 кВт/квар.

; (7.2)

квар;

(7.3)

квар;

; (7.4)

кВт;

(7.5)

кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

; (7.6)

кВт,

Приведенные потери мощности для n трансформаторов по (5.3 ):

(7.7)

∆P1=4*2,9 + (1*0,603 ²+1*0,698 ^{2 +}2*0,663² )*9,33+

15*5,3+(1*0,622 ² +2*0,612 ² + 2*0,655² + 2*0,696² + 2*0,622 ² + 2*0,698² + 2*0,82²+2*0,82 ²)*15,45 = (11,6+16,14)+(79,5+114,34) = 221,58 кВт

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах завода с учётом того, что они работают при заданных k_Зi круглый год по [2]:

(7.8)

∆W = 91,1*8760 + 130,48*4477 = 13,822*10⁵ кВт*ч

где - время максимальных потерь, =4477 ч. из предыдущего расчета

Стоимость потерь электроэнергии при стоимости потерь 1 кВт*ч с₀=0,015 у.е./кВт*ч

С_п1= *W₁; (7.9)

С_п1=0,015*13,822*10⁵= 20 733 у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ проведем по ф-ле 2-49 (2.63) с учетом нормативных коэффициентов экономической эффективности капитальных затрат:

З = р_Н К + С_Э = р_Н К +(С_а + С_т.р)К _.+ С_п (7.10)

где К – капитальные вложения на КТП и КУ, тыс. у.е.

р_Н - нормативный коэффициент экономической эффективности, р_Н = 0,125;

С_Э – ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. у.е./ год;

С_а - отчисления на амортизацию, С_а= 6,4% табл. 56.1 (3,526)

С_т.р – отчисления на текущий ремонт, С_т.р =3% табл. 56.1 (3,526);

С_п - стоимость потерь электроэнергии из расчета по ф-ле (7,10), тыс. у.е.

K_КУ=4*K_ку600+ 13*К_ку500+5*К_ку324 =4*4,46 + 13*3,64 +5*2,91 =79,71 тыс.у.е.

K_КТП=7*К_2*1000+1*К_1*1000 +1*К_2*630 +2*К_1*630

K_КТП=7*30,65+1*15,5 +1*25,47+2*13,14 = 281,8 тыс.у.е.

К₁ = K_КУ + K_КТП =79,71 + 281,18 =360,89 тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №1 при сроке окупаемости 8 лет (p_Н=0,125):

З₁=0,125*360,89+(0,03+0,064)360,89+20,733 = 99,768тыс.у.е. (7.12)

6.2 Установка КУ на стороне высокого напряжения ТП 10 кВ

В этом случае Q_{КУ ВН} = Q_ВН = ΣQ_р.цi + Q_тр, (7.13)

где Q_р.цi- расчётные реактивные нагрузки цехов, квар;

Q_тр – потери реактивной мощности в трансформаторах, квар;

Q_р.ВН= 10756 квар.

Предварительно определяем требуемое количество трансформаторов, для чего распределяем мощности ЭП,питающихся от одних и тех-же подстанций, по группам. После этого определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки с учетом прохождения через трансформаторы полной мощности нагрузки и потерь в трансформаторах, учитывая что потери Q_тр уменьшают установленную мощность КУ на ВН (т.к. поток направлен от потребителя)

Далее аналогично п.7.1. Результаты расчета приведены в таблице 7.2

Приведенные потери мощности для n трансформаторов по (7.7 ):

∆P₂= (10*2,9 + (2*0,785 ²+4*0,768 ^{2 +}4*0,717² )*9,33)+

(14*5,3+(2*0,828 ² +2*0,715 ² + 1*0,538² + 3*0,786²+ 2*0,592 ² + 4*0,845^{2 )}*15,45) = (29+52,7)+(74,2+125,04) = 280,94кВт

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах по (7.8 ):

∆W₂ = 103,2*8760 + 177,74*4477 = 16,998*10⁵ кВт*ч

Стоимость потерь электроэнергии по ф-ле (7.9)

С_п2=0,015*16,998*10⁵= 25 496,6 = 25,496 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ по ф-ле (7.10)

З = р_Н К₂ + С_Э2 = р_Н К₂ +(С_а + С_т.р)К_2.+ С_п

K_КУ=2*K_ку500+ 3*К_ку450+19*К_ку330 =2*3,23 + 3*2,62 +19*2,33 = 58,59 тыс.у.е.

K_КТП=6*К_2*1000+2*К_1*1000 +5*К_2*630

K_КТП=6*30,65+2*15,5 +5*25,47= 342,25 тыс.у.е.

К₂ = K_КУ + K_КТП =58,59 + 342,25 =400,84тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №2

З₂=0,125*400,84+(0,03+0,064) 400,84+25,496= 113,28тыс.у.е.

6.3 Смешанная установка КУ “50/50” на стороне 0,38 кВ ина стороне 10 кВ

Согласно таблице 4.1 и по условию компенсации “50/50” мощности, подлежащие компенсации составят:

Q_{КУ НН} = Q_р.НН = = 4889,03 квар.

Q_{КУ ВН} = Q_р.ВН = = 5378 квар.

Определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки с учетом прохождения через трансформаторы 50% реактивной мощности нагрузки и потерь в трансформаторах, учитывая что потери Q_тр уменьшают установленную мощность КУ на ВН (т.к. поток направлен от потребителя)

Далее аналогично п.7.1. Результаты расчета приведены в таблице 7.3

∆P₃= (10*2,9 + (2*0,763 ²+4*0,748 ^{2 +}4*0,704² )*9,33)+

(14*5,3+(2*0,81 ² +2*0,878 ² + 1*0,525² + 3*0,772²+ 2*0,578 ² + 4*0,837^{2 )}*15,45) = (29+50,24)+(74,2+129,59) = 283,035кВт

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах по (7.8 ):

∆W₃ = 103,2*8760 + 179,83*4477 = 17,092*10⁵ кВт*ч

Стоимость потерь электроэнергии по ф-ле (7.9)

С_п3=0,015*17,092*10⁵= 25 637 = 25,637 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ по ф-ле (7.10)

З = р_Н К₃ + С_Э2 = р_Н К₃ +(С_а + С_т.р)К_3.+ С_п

K_КУ=4*K_ку150+ 13*К_ку220+5*К_ку300 +2*К_ку320 +17*К_ку330

K_КУ =4*2,15 + 13*3,15 +5*4,16 +2*4,4 +17*2,33 = 118,76 тыс.у.е.

K_КТП=6*К_2*1000+2*К_1*1000 +5*К_2*630

K_КТП=6*30,65+2*15,5 +5*25,47= 342,25 тыс.у.е.

К₃ = K_КУ + K_КТП =118,76 + 342,25 = 461,1тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №3

З₃=0,125*400,84+(0,03+0,064) 400,84+25,496= 126,62тыс.у.е.

Таким образом суммарные годовые затраты для варианта №1 при сроке окупаемости 8 лет (p_Н=0,125) являются минимальными и отличаются от остальных вариантов более чем на 10% в пользу экономичности.

З₁ = 99,768 тыс.у.е.

З₂ =113,28 тыс.у.е.

З₃ = 126,62 тыс.у.е.

Принимаем к исполнению вариант компенсации реактивной мощности на низкой стороне ТП-0,38 кВ.

7. Выбор оптимального варианта внутреннего электроснабжения

7.1 Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода

Размещаем ЦРП в центре нагрузок, в точке с координатами Х = 291 м, Y = 339 м. Составим и проанализируем различные варианты схемы электроснабжения с целью выявления оптимального. Три варианта схем внутреннего электроснабжения завода показаны на рис.8.1, 8.2, 8.3.

Выбор оптимальной схемы внутреннего электроснабжения предприятия производится по минимуму приведенных затрат.

Приведенные затраты на кабельныхе линии определяются по формуле (8.1а)

З = р_Н К + С_Э = (р_Н +С_а + С_т.р)К + С_п

где К –. капитальные затраты на приобретение кабеля, тыс.у.е.

К_о –.удельная стоимость кабеля, тыс.у.е./км

р_Н - нормативный коэффициент экономической эффективности, р_Н = 0,125;

С_Э – ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. у.е./ год;

С_а - отчисления на амортизацию, С_а= 4,3% табл. 56.1 (3,526)

С_т.р – отчисления на текущий ремонт, С_т.р =2% табл. 56.1 (3,526);

С_п - стоимость потерь электроэнергии, тыс. у.е.

С_п = n*3*I_р ²*R₀*l* β* τ

где n - число параллельно прокладываемых кабелей

I_p-расчетный ток кабеля, А,

l – длина кабельной линии, км.

- стоимость потерь1 кВт*ч, β=1,5*10 ^-5кВт*ч/тыс.у.е;

R_o-удельное сопротивление кабеля,Ом/км

τ=4477ч.- время наибольших потерь

З_КЛ= n *(р_Н +С_а + С_т.р)*К + n*3*I_р ²*R₀*l* β* τ (8.1б)

Расчетный ток кабельной линии находим по формуле:

, (8.2)

где Р_р -расчетная мощность ТП, кВт

U_н – номинальное напряжение кабеля, кВ

n – количество кабелей в линии

Расчетное сечение кабеля определяется по формуле:

, (8.3)

где j_э- экономическая плотность тока, А/мм². При Т_max=5909 ч по [2.628] j_э=1,2 А/мм².

Расчет приведенных затрат на кабельные линии представлен в табл.8.1,8.2.,8.3

В настоящих расчетах кабели питающие цеха высоковольтной нагрузки не учитываются т.к. во всех вариантах схем они не меняются. Из схем представленных на рис.8.1, 8.2, 8.3 составляем оптимальную. Учитывая сложность технико-экономического сравнения прокладки траншей для узлов по вариантам, чтобы избежать повторного счета (количество кабелей в траншеях по участкам для разных вариантов неодинаково) приведенные затраты на прокладку кабельных линий определим по формуле:

З_ПРОКЛ = р_н(С_{к о}* l_КЛ) (8.4)

где С_{к о} –удельная стоимость 1м траншеи по количеству кабелей в ней,тыс.у.е;

l_КЛ – длина траншеи с одинаковым количеством кабелей в ней, м

Проведем расчет приведенных затрат на кабельную линию W11' питающую по магистральной схеме подстанции ТП11,ТП12, ТП13 от ЦРП. Таким образом по ней протекает ½ расчетной мощности цехов № 3, 6, 7,9, 23, 24, т.к. по условию надежности электроснабжения питание выполняется двумя кабелями - W11',W11'':

ЭП № 3, 6, 7,9, 23, - второй категории, ЭП №24 (3-ая категория)