Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 24)

Рис.4.3.5. Топографическая и векторная диаграммы напряжений трансформатора-преобразователя совместно с тепловыделяющими линиями, соответствующие рис.4.3.1.

4.4. Заключение

Благодаря обеспечению условий симметричного режима работы системы электропитания как на стороне трехфазного НН, так и на стороне двухфазного ВН достигается высокая эффективность работы всей системы в целом. Экспериментально была подтверждена структурная схема силового электропитания системы электрообогрева транспортной трубы нефтепровода, состоящая из серийного трехфазного синхронного генератора напряжением 380 В частотой 50 Гц и мощностью 630 кВ*А, силового трансформатора-преобразователя трехфазных напряжений и токов с параметрами промышленной частоты в двухфазную, соответствующую требованиям электропитания тепловыделяющих линий системы обогрева транспортной трубы нефтепровода, выполненного на базе стандартного трехфазного трансформатора типаТСА-400/15-93 путем изменения обмоточных параметров и схемы включения.

Данный принцип преобразования симметричной трехфазной системы напряжений в двухфазную с симметричной нагрузкой может быть применен на любом напряжении с соответствующим пересчетом и с сохранением отношением числа витков и схемы соединений обмотки.

ГЛАВА 5. Организационно-экономическая часть проекта электроснабжения жилого района города.

5.1 Сравнительный анализ результатов расчётов по выбору вариантов схемы электроснабжения напряжением 10 кВ.

Для сравнения выбраны два варианта схем электроснабжения жилого района города – это двухлучевая и петлевая схемы электроснабжения. Схемы приведены на рисунках 2.3.1 и 2.3.2.

Технико-экономические расчеты (ТЭР) в данных системах электроснабжения жилого района города выполняем согласно [1], [8].

Выбор системы электроснабжения жилого района города определяется по минимуму приведённых затрат [1].

Критерий минимума приведённых затрат определяется по следующей формуле [1]:

,(тыс. руб./год), (5.1.1)

где:

Е_Н=0.12 – нормативный коэффициент эффективности для объектов энергетики, 1/год;

К - суммарные капиталовложения на сооружение сети, тыс. руб.;

P_A , Р_К.Р.иЭ -нормы отчислений, %, на амортизацию, капитальный ремонт и обслуживание (эксплуатацию) сети электроснабжения, которые определяются [1, таблица 2.1], и составляют:

-для кабельных линий:

P_A= 4,0, %;

Р_К.Р.иЭ = 1,8, %;

-для электрического оборудования и распределительных устройств:

P_A = 3,5, %;

Р_К.Р.иЭ = 6,9, %;

З_П- затраты на возмещение потерь электроэнергии, тыс. руб./год, определяются по формуле [1]:

З_П =∆Э_П * C’_1кВт*ч *10 ³,(тыс. руб./год), (5.1.2)

где:

C’_1кВт*ч- стоимость 1 кВт*ч потерь электроэнергии, и составляет C’_1кВт*ч =0,82 руб./1 кВт*ч [1];

∆Э_П- потери электроэнергии в распределительной сети, кВт*ч/год, определяются по формуле [1]:

,(кВт*ч/год), (5.1.3)

где:

n – количество кабельных линий, шт.;

I_p - расчётный ток в кабеле, А;

r₀- удельное сопротивление кабельной линии, Ом/км;

L - длина кабельной линии, км;

τ- годовое число использования максимума нагрузки, часов, и составляет τ =2000, часов;

У - среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.

При ТЭР в данном случае можно пренебречь следующими величинами:

1. суммарные капиталовложения в ТП не учитываем, так как схемы их не измены в обоих рассматриваемых вариантах;

2. потерями электроэнергии холостого хода трансформатора, т.к. количество трансформаторов одинаково в обоих вариантах;

3. потерями на корону, т.к. в кабельных линиях корона отсутствует;

4. ущербом из предположения, что при одинаковом напряжении, количестве ТП для обоих вариантов он одинаковый.

Расчёты для обоих вариантов приведём в табличной форме.

Произведём расчет по затратам на возмещение потерь электроэнергии для обоих вариантов в таблицах 5.1.1 и 5.1.2, согласно данным главы №2 параграфа 2.3 таблиц 2.3.1, 2.3.2 и формулам 5.1.2 и 5.1.3.

Таблица 5.1.1 Расчёт затрат на возмещение потерь электроэнергии для первого варианта (двухлучевой схемы сети электроснабжения).

Участок линии	S кВ*А	L км	Ip, А	Количество параллельных кабелей	F мм2	r0 Ом/км	rкл н.р., Ом/км	∆ЭП кВт*ч/год	Зп
ГПП - ТП27	980,35	1,42	103,9	1	95	0,326	0,2315	29962,39	24,569
ТП27 - ТП26	786,22	0,33	78,6	1	70	0,443	0,0731	5423,73	4,447
ТП26 - ТП25	804,00	0,43	58,4	1	70	0,443	0,0952	3901,88	3,200
ТП25 - ТП24	768,17	0,37	37,2	1	70	0,443	0,0820	1357,58	1,113
ТП24 - ТП23	721,18	0,18	18,8	1	70	0,443	0,0399	169,69	0,139
ГПП - ТП20	787,62	2,01	78,5	1	70	0,443	0,4452	32895,26	26,974
ТП20 - ТП19	814,12	0,21	61,9	1	70	0,443	0,0465	2139,94	1,755
ТП19 - ТП18	810,00	0,19	41,4	1	70	0,443	0,0421	866,33	0,710
ТП18 - ТП15	834,48	0,29	20,1	1	70	0,443	0,0642	312,00	0,256
ГПП - ТП22	763,19	1,83	96,0	1	95	0,326	0,2983	32996,17	27,057
ТП22 - ТП21	813,05	0,23	80,4	1	70	0,443	0,0509	3954,84	3,243
ТП21 - ТП17	744,89	0,23	58,9	1	70	0,443	0,0509	2122,72	1,741
ТП17 - ТП16	747,96	0,29	39,1	1	70	0,443	0,0642	1180,35	0,968
ТП16 - ТП14	753,62	0,28	19,8	1	70	0,443	0,0620	290,82	0,238
ГПП - ТП28	822,34	2,18	108,1	1	95	0,326	0,3553	49852,78	40,879
ТП28 - ТП3	814,66	0,71	86,8	1	70	0,443	0,1573	14226,16	11,665
ТП3 - ТП4	872,03	0,41	65,9	1	70	0,443	0,0908	4727,07	3,876
ТП4 - ТП2	779,38	0,26	42,6	1	70	0,443	0,0576	1256,13	1,030
ТП2 - ТП1	854,13	0,21	22,4	1	70	0,443	0,0465	279,54	0,229
ГПП - ТП35	812,47	1,33	98,2	1	95	0,326	0,2168	25101,15	20,583
ТП35 - ТП33	724,90	0,28	78,2	1	70	0,443	0,0620	4550,22	3,731
ТП33 - ТП32	759,24	0,24	59,5	1	70	0,443	0,0532	2260,92	1,854
ТП32 - ТП30	730,70	0,37	40,9	1	70	0,443	0,0820	1641,30	1,346
ТП30 - ТП29	843,45	0,19	21,7	1	70	0,443	0,0421	238,86	0,196
ГПП - ТП8	785,40	2,58	81,7	1	70	0,443	0,5715	45749,91	37,515
ТП8 - ТП6	749,94	0,29	61,1	1	70	0,443	0,0642	2873,56	2,356
ТП6 - ТП5	863,22	0,25	42,6	1	70	0,443	0,0554	1206,61	0,989
ТП5 - ТП7	810,44	0,33	21,6	1	70	0,443	0,0731	408,13	0,335
ГПП - ТП37	752,73	0,87	85,1	1	70	0,443	0,1927	16727,51	13,717
ТП37 - ТП36	727,89	0,23	65,2	1	70	0,443	0,0509	2599,09	2,131
ТП36 - ТП34	892,51	0,23	46,0	1	70	0,443	0,0509	1295,68	1,062
ТП34 - ТП31	879,75	0,45	22,5	1	70	0,443	0,0997	604,91	0,496
ГПП - ТП13	835,40	1,98	109,6	1	95	0,326	0,3227	46533,46	38,157
ТП13 - ТП12	825,88	0,39	88,2	1	70	0,443	0,0864	8057,14	6,607
ТП12 - ТП11	884,99	0,29	66,8	1	70	0,443	0,0642	3435,41	2,817
ТП11 - ТП10	916,65	0,31	44,4	1	70	0,443	0,0687	1627,52	1,335
ТП10 - ТП9	851,12	0,22	21,8	1	70	0,443	0,0487	278,72	0,229
	Итого по лучевой схеме эл.снабжения города:							353105,48	289,546

Таблица 5.1.2 Расчёт затрат на возмещение потерь электроэнергии для второго варианта (петлевой схемы сети электроснабжения).

Участок линии	S кВ*А	L км	Ip, А	Количество параллельных кабелей	F мм2	r0 Ом/км	rкл н.р., Ом/км	∆ЭП кВт*ч/год	Зп
ГПП - ТП20	787,62	2,01	78,47	1	185	0,167	0,1678	12400,70	10,169
ТП20 - ТП19	814,12	0,21	58,97	1	150	0,206	0,0216	902,58	0,740
ТП19 - ТП18	810,00	0,19	39,45	1	120	0,258	0,0245	457,63	0,375
ТП18 - ТП15	834,48	0,29	19,16	1	95	0,326	0,0473	208,25	0,171
Перемычка ТП15 - ТП23	0,00	0,85	0,00	1	70	0,443	0,1883	0,00	0,000
ТП23 - ТП24	721,18	0,18	17,94	1	70	0,443	0,0399	153,91	0,126
ТП24 - ТП25	768,17	0,37	35,38	1	95	0,326	0,0603	906,15	0,743
ТП25 - ТП26	804,00	0,43	55,65	1	120	0,258	0,0555	2061,16	1,690
ТП26 - ТП27	786,22	0,33	74,89	1	150	0,206	0,0340	2287,61	1,876
ТП27 - ГПП	980,35	1,42	98,92	1	185	0,167	0,1186	13921,84	11,416
ГПП - ТП22	763,19	1,83	96,01	1	240	0,129	0,1180	13056,77	10,707
ТП22 - ТП21	813,05	0,23	76,60	1	185	0,167	0,0192	1352,27	1,109
ТП21 - ТП17	744,89	0,23	56,12	1	150	0,206	0,0237	895,32	0,734
ТП17 - ТП16	747,96	0,29	37,27	1	120	0,258	0,0374	623,52	0,511
ТП16 - ТП14	753,62	0,28	18,83	1	95	0,326	0,0456	194,12	0,159
Перемычка ТП14 - ТП1	0,00	0,55	0,00	1	70	0,443	0,1218	0,00	0,000
ТП2 - ТП1	854,13	0,21	21,31	1	95	0,326	0,0342	186,59	0,153
ТП4 - ТП2	779,38	0,26	40,60	1	120	0,258	0,0335	663,55	0,544
ТП3 - ТП4	872,03	0,41	62,72	1	150	0,206	0,0422	1993,78	1,635
ТП28 - ТП3	814,66	0,71	82,69	1	185	0,167	0,0593	4864,32	3,989
ТП28 - ГПП	822,34	2,18	102,98	1	240	0,129	0,1406	17892,99	14,672
ГПП - ТП35	812,47	1,33	93,55	1	185	0,167	0,1111	11663,10	9,564
ТП35 - ТП33	724,90	0,28	74,47	1	150	0,206	0,0288	1919,19	1,574
ТП33 - ТП32	759,24	0,24	56,70	1	120	0,258	0,0310	1194,32	0,979
ТП32 - ТП30	730,70	0,37	38,91	1	95	0,326	0,0603	1095,53	0,898
ТП30 - ТП29	843,45	0,19	20,71	1	70	0,443	0,0421	216,66	0,178
Перемычка ТП29 - ТП31	0,00	0,55	0,00	1	70	0,443	0,1218	0,00	0,000
ТП31 - ТП34	879,75	0,45	21,42	1	95	0,326	0,0734	403,77	0,331
ТП34 - ТП36	892,51	0,23	43,84	1	120	0,258	0,0297	684,44	0,561
ТП36 - ТП37	727,89	0,23	62,10	1	150	0,206	0,0237	1096,24	0,899
ТП37 - ГПП	752,73	0,87	81,00	1	185	0,167	0,0726	5719,60	4,690
ГПП - ТП8	785,40	2,58	77,79	1	185	0,167	0,2154	15643,16	12,827
ТП8 - ТП6	749,94	0,29	58,15	1	150	0,206	0,0299	1212,01	0,994
ТП6 - ТП5	863,22	0,25	40,58	1	120	0,258	0,0323	637,39	0,523
ТП5 - ТП7	810,44	0,33	20,54	1	95	0,326	0,0538	272,42	0,223
Перемычка ТП7 - ТП9	0,00	0,22	0,00	1	95	0,326	0,0359	0,00	0,000
ТП10 - ТП9	851,12	0,55	20,79	1	95	0,326	0,0897	465,10	0,381
ТП10 - ТП11	916,65	0,31	42,33	1	95	0,326	0,0505	1086,33	0,891
ТП11 - ТП12	884,99	0,29	63,58	1	120	0,258	0,0374	1814,74	1,488
ТП12 - ТП13	825,88	0,39	83,96	1	150	0,206	0,0402	3398,33	2,787
ТП13 - ГПП	835,40	1,98	104,39	1	185	0,167	0,1653	21621,49	17,730
	Итого по петлевой схеме эл.снабжения города:							145166,85	119,037

Из таблиц видно, что по затратам на потери электроэнергии в кабельных линиях наиболее экономичным является второй вариант схемы 10 кВ электроснабжения жилого района города (петлевая схема).

Характеристики

Список файлов ВКР