ПЗ (1219457), страница 8

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

Текст из файла (страница 8)

таблицу 5.4), кВт; Ркз – потеримощности при к.з, (см. таблица 5.4), кВт.В распределительных сетях 10 кВ в нормальном режиме работытрансформаторных подстанций на ТП-10, КТП-11, ТП-13, ТП-15, ТП-16, ТП-19,КТП-23, ТП-26, ТП-28, ТП-29, ТП-36, ТП-37, ТП-41, ТП-42, ТП-44 обатрансформатора находятся под нагрузкой, а на остальных подстанциях одинтрансформатор находится под нагрузкой, а другой – отключен.65ДляпримерарассчитаемтрансформаторнуюподстанциюТП-15.Определяем граничный коэффициент загрузки:к гр SгрSном2  0,37 0,59.2,1Определяем граничную мощность:Sгр  0,59  500  296,81 кВА.Результаты расчётов остальных трансформаторных подстанций приводим втаблице 5.11Таблица 5.11 – Определение граничной мощностиНаименованиеподстанцииГраничный коэффициентзагрузкиТП-1ТП-2ТП-3ТП-4ТП-10ТП-13ТП-16ТП-17ТП-18ТП-19ТП-23ТП-24ТП-31ТП-32ТП-33ТП-36ТП-37ТП-38ТП-41ТП-420,590,590,550,590,590,550,550,550,550,550,550,550,550,550,550,550,590,550,550,5566Граничная мощность,кВА296,81296,81110,45296,81296,81110,45110,45110,45110,45110,45110,45110,45110,45110,45110,45110,45296,81110,45110,45110,45На трансформаторных подстанциях ТП-1, ТП-10, ТП-13, ТП-24, ТП-33, ТП38, ТП-42 осуществляется электроснабжение потребителей первой категории.По результатам расчетов можно сделать вывод, что на трансформаторныхподстанциях ТП3, ТП16, ТП17, ТП18, ТП19, ТП20, возможно отключениеодного трансформатора на летний период.

Годовой период времени составляет8760 часов, тогда летний период будет составлять 2190 часов, а остальноевремя – 6570 часов. Рассчитаем потери по формулам (5.4) – (5.7), результатысводим в таблицу 5.12Таблица 5.12 – Потери электроэнергии в силовых трансформаторахНаименованиеподстанцииn,штПостоянныепотери, кВА6570 чТП-3ТП-16ТП-17КТП-18ТП-19ТП-20121212121212190752907513797141902207514190Переменныепотери, кВА2190 ч767936792299236536792365-6570 ч2026043768071730342479645183163012190 ч80403109450115352831943013100868-Потериэлектроэнергии,кВт∙чдопосле360443333821542789528776473402946711473995561180768169459360522343721Сравнив результаты расчетов, можно сделать вывод, что экономичноиспользовать в работе два трансформатора, но на летний период один изтрансформаторов нужно отключать.

Это дает существенное экономиюэлектроэнергии, за счет уменьшения потерь в стали и, как следствие,увеличение коэффициента мощности. Так наибольшую экономию приотключение одного из трансформаторов дает ТП-15 при коэффициентемощности равному 0,87 потери составляют 354443 кВт∙ч, а после отключенияодного из трансформаторов составляют 333821 кВт∙ч экономия 20622 кВт∙ч, акоэффициент при этом увеличился и составляет 0,92.676 ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЕКОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТАНОВОКВключение установок поперечной емкостной компенсации на шинахподстанций обеспечивает снижение затрат на оплату реактивной мощности.Кроме того, компенсирующие установки улучшают показатели качестваэлектроэнергии и снижают потери электроэнергии, что также способствуетуменьшению затрат.Однако, установка и эксплуатация компенсирующих устройств требуетопределённых материальных затрат, поэтому в данном дипломном проектепроводится технико-экономическое обоснование установки компенсирующихустройств на шинах трансформаторных подстанции участка Биробиджан 1 –Волочаевка 1, расчет производим согласно [1].В качестве экономического критерия оценки эффективности внедрениякомпенсирующих установок (КУ) может использоваться один из двухпоказателей – срок окупаемости КУ Т ку .

При этом необходимо учитывать, чтонаиболее оптимальным критерием экономической оценки эффективностиявляется срок окупаемости, определяемый по формулам:Т ку К куС ду  С ку,(6.1)где К ку – величина капитальных вложений, необходимых для установкикомпенсирующих устройств; Ску – текущие расходы на содержание иобслуживание КУ;Сду – текущие расходы без учета функционированиякомпенсации.Предпочтениеэкономическогообоснованияпокритерию«срококупаемости» в том, при определении годового экономического эффекта врасчетной формуле через параметр коэффициента эффективности заложено,68что окупаемость капитальных вложений будет в пределах 6-4 лет. Реальныйже срок окупаемости может быть как ниже, так и выше принятого значенияЕ нт .Капитальные вложения на внедрение КУ определяются на основедействующих рыночных цен по «прайс-листам» продавца или рассчитываютсяпо формуле:К ку  Cq  Qку ,(6.2)где Cq – стоимость реактивной мощности, руб/квар; Qку – мощностькомпенсирующего устройства, квар.Если на трансформаторной подстанций требует установления системыкомпенсирующих устройств, то инвестиционные затраты определяются поформуле:К ку  Cq   Qку  к рi ,(6.3)где к рi – коэффициент, учитывающий наличие второго реактора в i-ойкомпенсирующих устройствах;i – число устанавливаемых КУ, котороеизменяется i = 1…m.Годовыетекущиерасходынаэксплуатациюустройствемкостнойкомпенсации включают:Ску  Cобсл  Са  Спот ,(6.4)где Cобсл – расходы на обслуживание КУ; Са – амортизационные отчисления;Спот – затраты на оплату потерь активной энергии, кВт·ч/год.69При определении текущих расходов на содержание и обслуживание КУвозможноиспользоватьукрупненныйрасчет,в котором учитываютсяматериальные затраты и затраты на оплату труда обслуживающего персонала.В этом случае расходы определяются по укрупненному нормативу H обсл отсметной стоимости вновь вводимого в эксплуатацию оборудования К нт поформуле:C обсл К нт H обсл.100(6.5)Исследования показали, что уровень этого норматива для новой техникисоставляет от одного до трех процентов.

При учете расходов на выполнениесредних и капитальных ремонтов он увеличивается до пяти процентов, врасчетах принимаем пять процентов.Амортизационныеотчисленияпредставляютсобойнакопления,предназначенные для замены оборудования по истечении его срока службы.Они определяются по нормам от стоимости объектов основных средств ивключаются в затраты предприятия.Вэкономическойразличныеметодыдеятельностиначисленияпредприятийамортизации:могутиспользоватьсялинейный;ускоренный;замедленный. Наиболее распространенным является линейный метод расчета:Cа К ос(нт ) а 0100,(6.6)где К ос(нт ) – стоимость основных средств по проектируемым объектам иливнедряемой новой техники, тыс. руб.; а 0 – норма амортизационных отчисленийпо видам объектов основных средств, %, для КУ составляет 5% [2].Затраты на оплату потерь электроэнергии при использование КУ поформуле:70Cпот  Wпот  Tэ ,(6.7)где Wпот – уровня потерь энергии с использованием КУ кВт·ч; Tэ – уровнятарифа за активную электроэнергию руб/кВт·ч, для сетевого участка на май2016 составляет 3 руб/кВт·ч.Определениетекущихрасходовподстанциибезиспользованиякомпенсирующих установок КУ рассчитывается по формуле:Cду  С w  Спот ,(6.8)где С w – расходы на оплату реактивной энергии сверх экономичного значения,которые определяются по следующим формулам:Cw  Wпотр ,(6.9)где Wпотр – количество перерабатываемой электроэнергии, кВт·ч.Сетевой участок Биробиджан 1 – Волочаевка 1 не осуществляет контроль заиспользование реактивной мощности, поэтому текущие расходы подстанциибез использования компенсирующих установок будут определятся по формуле:Cпот  Wпот  Tэ ,(6.10)где Wпот – уровень потерь энергии без КУ, кВт·ч; Tэ – тарифа за активнуюэлектроэнергию, руб/кВт·ч.Устанавливаем устройство компенсации на ТП-1, ТП-2, ТП-3, ТП-7, ТП-9,ТП-15, ТП-17, ТП-32.

Приведем пример расчета для ТП-1, для остальныхподстанций расчет аналогичен.71Расходы на обслуживание КУ, рассчитываемые по формуле (6.5) – (6.7), илиопределяем по [2], таблица 6.1.Стоимость компенсирующей установки:К ку  535600 руб.Амортизационные отчисления:Са 535600  5 26750 руб.100Расходы на обслуживание КУ:Собсл 535600  3 16050 руб.100Затраты на оплату потерь активной энергии:Спот  484473,5  3  1453420,5 руб.Годовыетекущиерасходынаэксплуатациюустройствемкостнойкомпенсации включают:Ску  16050  26750  1453420,5  1496220,5 руб.Определениетекущихрасходовподстанциибезиспользованиякомпенсирующих установок:Спот  593989,4  3  1801968 руб.Расходы на оплату реактивной энергии сверх экономичного значения неопределяются. В цену за активную энергию уже входит стоимость активной,для сетевого участка тариф за активную электроэнергию, 3 руб/кВт·ч.72Срок окупаемости:Т ку 535600 1,1 лет.1801968  1496220,5Срок окупаемости компенсирующей установки на установленной на ТП-40составила 1,1 лет, что является экономически эффективным.Дляостальныхтрансформаторныхподстанцийрасчетаналогиченирезультаты сводятся в таблицу 6.1.Таблица 6.1 – Эффективность внедрения компенсирующей установкиНаименованиеК ку , рубС ду , рубС ку , рубТ ку , летподстанцииТП-11000003365772596541,3ТП-21250003127982346731,6ТП-3800002911782245111,2ТП-71150003120412353741,5ТП-91500003061812272341,9ТП-151350002857682013931,6ТП-171300002873462006791,5ТП-321150003253422431991,4Из выше приведенных расчетов следует, что установка компенсирующихустановок на трансформаторных подстанциях экономически эффективна, таккак позволят снизить потери активной мощности в трансформаторах и линиях,что приводит к экономии денежных средств за оплату электрической энергии,самая быстро окупаемая установка установленная на ТП-40 и составляет одингод, что является очень хорошимпоказателем эффективности внедрениякомпенсирующий установки, также на ТП-1, ТП-2, ТП-3, ТП-7, ТП-9, ТП-15,ТП-17, ТП-32 установки имеют быстрый срок окупаемости не превышающей 2лет.

Применение компенсирующих установок на сетевом участке Биробиджан 1– Волочаевка 1 является экономически выгодно.737 ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЕ ИЗЛУЧЕНИЕ. ВЛИЯНИЕ НА РАБОТНИКОВИ ЗАЩИТА ОТ НЕГОИсточники7.1трансформаторнойэлектромагнитногоподстанции.АнализизлучениядействиянанатяговойчеловеческийорганизмНа тяговой трансформаторной подстанции переменного тока находитсямножество оборудования и линий, в которых создаются опасные длячеловеческого здоровья электромагнитные поля.Согласно [2] в производственных условиях на работающего оказываетвоздействие широкий спектр электромагнитных излучений.

Характеристики

Список файлов ВКР