Рефераты

Дипломная работа: Электрические нагрузки ремонтно-механического цеха

X =291 м Y =339 м


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

QКУ НН =ΣQр.цi,                                                              (6.1)

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

Qр.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------ ККУ=4,46 тыс.у.е.., Qном=600 квар;

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

5* УКН-0,38-324 Н----- ККУ=2,91 тыс.у.е.., Qном=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]:

K2*1000 = 30,65 тыс. у.е.; K1*1000 = 15,50 тыс. у.е.;

K2*630 = 25,47 тыс. у.е. K1*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 kИ.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 kЗi круглый год по [2]:

                   (7.8)

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

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

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

Сп1= b *DW1;                                             (7.9)

Сп1=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 = рН         К + СЭ        = рН К +(Са + Ст.р)К     .+ Сп                     (7.10)

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

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

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

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

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

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

KКУ=4*Kку600+ 13*Кку500+5*Кку324 =4*4,46 + 13*3,64 +5*2,91 =79,71 тыс.у.е.

KКТП=7*К2*1000+1*К1*1000 +1*К2*630 +2*К1*630

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

К1 = KКУ + KКТП =79,71 + 281,18 =360,89 тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №1 при сроке окупаемости 8 лет (pН=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 QКУ ВН = QВН = ΣQр.цi + SDQтр,                                (7.13)

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

SDQтр – потери реактивной мощности в трансформаторах, квар;

Qр.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 DQтр 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*0,8452 )*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)

Сп2=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 = рН         К2 + СЭ2 = рН К2 +(Са + Ст.р)К2.+ Сп                                    

KКУ=2*Kку500+ 3*Кку450+19*Кку330 =2*3,23 + 3*2,62 +19*2,33 = 58,59 тыс.у.е.

KКТП=6*К2*1000+2*К1*1000 +5*К2*630

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

К2 = KКУ + KКТП =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:

QКУ НН = Qр.НН = = 4889,03 квар.

QКУ ВН = Qр.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 DQтр 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*0,8372 )*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)

Сп3=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 = рН         К3 + СЭ2 = рН К3 +(Са + Ст.р)К3.+ Сп

KКУ=4*Kку150+ 13*Кку220+5*Кку300 +2*Кку320 +17*Кку330

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

KКТП=6*К2*1000+2*К1*1000 +5*К2*630          

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

К3 = KКУ + KКТП =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 (pН=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 = рН К + СЭ = (рН +Са + Ст.р)К + Сп                                  

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

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

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

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

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

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

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

Сп = n*3*Iр 2*R0*l* β* τ

где n - число параллельно прокладываемых кабелей

Ip-расчетный ток кабеля, А,

l – длина кабельной линии, км.

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

Ro-удельное сопротивление кабеля,Ом/км

τ=4477ч.- время наибольших потерь


ЗКЛ= n *(рН +Са + Ст.р)*К + n*3*Iр 2*R0*l* β* τ                             (8.1б)

Расчетный ток кабельной линии находим по формуле:

,                                                (8.2)

где    Рр -расчетная мощность ТП, кВт

Uн – номинальное напряжение кабеля, кВ

n – количество кабелей в линии

Расчетное сечение кабеля определяется по формуле:

,                                                                  (8.3)

где jэ- экономическая плотность тока, А/мм2. При Тmax=5909 ч по [2.628] jэ=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:

ЗПРОКЛ = рнS(Ск о* lКЛ)                               (8.4)


где    Ск о –удельная стоимость 1м траншеи по количеству кабелей в ней,тыс.у.е;

lКЛ – 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)

P11’= (Pр3 + Pр6+ Pр7+ Pр9 + Pр23 + Pр24)/2

P11’=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/2 = 2049 кВт

Значение тока в кабеле определим по формуле (6,2):

Ip11’’= Pp11’ / (1,733*Uном)

Ip11’’= 2049/ (1,733*10) = 118,44A

Определяем сечение жил кабеля по экономической плотности тока Jэ=1,2

Fp11’’ = Ip12 / 1,2 = 118,44/1,2= 98,7мм2

принимаем ближайшее стандартное сечение жил кабеля ААШв (3´120) по[4.124]

при Iдоп=240А, Ro=0,258 Ом/км Cко= 3,08 у.е.

Ток в линии W11’ при обрыве линии W11’’ наибольший и составляет:

Ia= (Pр3 + Pр6+ Pр7+ Pр9 + Pр23 + Pр24)/1,73*Uном

Ia=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/1,73*10=4098/1,73*10 = 236,9А

Активное сопротивление кабеля при длине линии W11’ по плану (рис.8,1) L12=200м:

R11’= L12* Ro=200*0,258 *10-3 = 0,0516 Ом

Стоимость кабеля при удельной стоимости 1м Ск о = 3,08 у.е.

Ск11’ = 200*3,08*10-3 = 0,616 тыс.у.е.

Стоимость потерь электроэнергии в кабеле:

Сп11’=3*118,442*0,0516*0,015*4477*10-6=0,146 тыс.у.е.

Общие приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию кабельной линии с учетом стоимости потерь энегии в ней при n=1 определим по формуле (6,1)

З11 = (0,125+0,043+0,02)*0,616 + 3*118,442*(0,258*200)*0,015*4477*10-6= 0,262 тыс.у.е.

Рассчитаем аналогично все остальные кабели в этом варианте и все остальные варианты схемы электроснабжения и занесем результаты в табл. 8.1, 8.2, 8.3.Определим наиболее экономичный вариант, сравнивая стоимость узлов по вариантам.

Как видно из расчета, наиболее экономичным является 1-ый вариант состоящий из узлов:

Узел1 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=1,093 тыс.у.е./год

Узел2 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,565 тыс.у.е./год

Узел3 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,481 тыс.у.е./год

Узел4 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,77 тыс.у.е./год

Таким образом, оптимальным является первый вариант внутреннего электроснабжения,

С суммарными приведенными затратами:

ЗS= 2,909 тыс.у.е.

Для оптимального варианта схемы электроснабжения проведем подсчет затрат на прокладку кабельных линий по участкам, в зависимости от количества кабелей в одной укладке – n (шт), проложенных в траншее или по помещению, и взависимости от длины прокладки линии – L (м). Учитываем что удельная стоимость одного километра линии различается по количеству кабелй в ней, и приведена в таблице для каждого числа кабелей(n) в отдельности. Например: для n = 1 Суд=1,27 тыс.у.е./км

Удельные стоимости прокладки кабельных линий взяты в соответствии с [4.130]

Приведенные затраты на прокладку кабельных линий составят:

ЗПРОКЛ= 0,125*5,62254 = 0,703 тыс.у.е.

Таким образом схема внутреннего электроснабжения на напряжении Uн=10кВ более экономически выгодна чем при напряжении Uн=6кВ,что видно из таблиц 8,4 и 8,5

Однако определяющим фактором в окончательном выборе являются:

а) приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки в

варианте сети на 10 кВ (отсутствуют в сети 6 кВ),

б) приведенные затраты на линиию W*ГПП-ЦРП при 10 и 6 кВ длинной L=1,5 км

в) приведенные затраты на линии питающие ВВ нагрузку

7.2 Расчет приведенных затраты на ТП 10/6 кВ

Определим минимальные приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки

Проанализируем два варианта питания трансформаторами 10/6 кВ разной мощности

Намечаем два типоразмера трансформаторов Sном =1600 кВА и Sном =2500 кВА:

Вариант 1. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х1600,

питающих цеха №20 Руст=1440 кВт, №21 Руст=1260 кВт.

С учетом коэффициента спроса, в соответствии с расчетом нагрузки завода суммарная расчетная мощность составит (по таблице 4.1) - РрS=2160кВт

Вариант 2. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х2500кВА при РрS=2160кВт

Данные которых, определенные аналогично п.7,.приведем в таблице 8.7


Таблица 8.7. Справочные данные трансформаторов

Sном, кВА Uк,% Iх,% DPк, кВт DРх, кВт DQк, кВар DQх, кВар DРк', кВт DРх', кВт DP, кВт DW, кВт*ч
1600 5,5 1,3 18 3,3 88 20,8 22,40 4,34 14,546

1,354х105

2500 5,5 1 23,5 4,6 55 14 14,95 3,15 11,519

1,533х105

Технико-экономическое сравнение варианта №1

Номинальные мощности трансформаторов определим из следующих выражений[2]

Sном ³ Рр/1,4;                                                     (8.5)

Принимаем к установке следующие трансформаторы:

Т1,Т2: ТМ-1600/10 DPх=3,3 кВт, DPк=18,0 кВт, uк=5,5%, iо=1,3%, КТ1=3,2 тыс.у.е.

Потери мощности и энергии в трансформаторах за год по (5.7)-(5.9):

DQх=1600*1,3/100= 20,8 квар, DQк =1600*5,5/100= 88 квар;

= 3,3+0,05*20,8= 4,34кВт, =18+0,05*88= 22,4 кВт,

Кз=2160 / 3200 = 0,675

ΔР1600= 4,34+0,6752*22,4 = 14,546 кВт.

Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов:

ΔР1= 2*14,546 = 29,092 кВт.

Потери электроэнергии в трансформаторах за год:

DW1= 2*4,34*8760+2*0,6752*14,546*4477=1,354 *105 кВт*ч,

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

Сп1=0,015*1,354*105= 2,031 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение:

К1 = 2*КТ = 2*3,2 = 6,4 тыс.у.е.,

Суммарные годовые затраты по первому варианту (ф-ла 5.10):

З1= (0,125+0,064+0,03)6,4+ 2,031 = 3,433 тыс.у.е.

Технико-экономическое сравнение варианта №2

Таким образом принимаем к установке 2 одинаковых трансформатора по табл.8.1:

Т1, Т2: ТМ-2500/10 DPх=4,6 кВт, DPк= 23,5кВт, uк=5,5%, iо=1%, КТ1= 4,6 тыс.у.е.,

Потери мощности и энергии в трансформаторах за год:

DQх= 2500*1/100 = 25 квар, DQк=2500*5,5/100 = 137,5 квар;

= 4,6+0,05*25 = 5,85 кВт, =23,5+0,05*137,5 = 30,375 кВт,

Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов найдем по формуле:

Кз,2 = 2160 / (2*2500) = 0,432

ΔР2500 = 5,85+0,4322*30,375 = 11,519 кВт.

ΔР1= 2*11,519 = 23,029 кВт.

Потери электроэнергии в трансформаторах за год:

DW2= 2*(5,85*8760 +0.4322 *30,375 * 4477) = 1,533 *105 кВт*ч,

Стоимость потерь электроэнергии:

Сп2=0,015*1,533 *105= 2,3 тыс.у.е./год,

Общие капиталозатраты на сооружение:

К2 = 2*КТ= 2*4,6 = 9,2 тыс.у.е.,

Суммарные годовые затраты по второму варианту:

З2= (0,125+0,064+0,03)9,2+ 2,3 = 4,315 тыс.у.е./год

Таким образом, сравнивая приведенные затраты двух вариантов:

З1= 3,433 тыс.у.е., З2=4,315 тыс.у.е. /год,

Приходим к выводу, что второй вариант 2´1600кВА является наиболее экономичным

Для питания высоковольтной нагрузки определяем два трансформатора ТМ-1600/10.

Таким образом, приведенные затраты на ТП10/6кВ для питания высоковольтной нагрузки составят:

З10/ 6 = 3,433 тыс.у.е.

7.3 Расчет приведенных затрат на кабельные линии питающие предприятие и высоковольтную нагрузку при напряжении “6кВ” и ”10кВ”

Аналогично пункту 6 проведем расчет в табличной форме для вариантов 6 и 10 кВ:

Суммарная потребляемая мощность завода с учетом компенсации реактивной мощности на низкой стороне с учетом потерь мощности в распределительной сети согласно табл.4.1 Рз =14548,1 кВт

Высоковольтная нагрузка получает питание непосредственно от ЦРП, либо посредством понижающей подстанции ТП5 10/6 кВ, расположенной вблизи ЭП №20, №21

Определение аварийной токовой нагрузки кабельной линии W14 ГПП-ЦРП затрудительно так как сложно оценить одновременный выход из строя нескольких из шести кабелей, состовляющих линию.

Сведем результаты расчета пункта 8 в таблицу 8.9:

Таблица 8.9. Результаты сравнения затрат для вариантов ”6кВ” и “10 кВ”

Сравниваемые участки

Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е.

 ЗП 6кВ

ЗП 10кВ

затраты на линии W1-W13 4,0241 2,9091
затраты на КТП 10/6 кВ - 3,433
 затраты на линиию W14 (ГПП-ЦРП) 20,308 13,766
затраты на линии питающие ВВ нагрузку

0,303

0,321

затраты прокладки кабельных линий

0,703 0,703
Итого:

25,338

21,132

Как видно из расчета, выполнение сети на напряжение Uн=10кВ значительно дешевле. Таким образом признаем экономичным вариант “10 кВ” при суммарных приведенных затратах: ЗS10= 21,132 тыс.у.е.

7.4 Технико-экономический расчет по оптимальному варианту

Воспользуемся результатами расчета по выбору сечений кабельных линий по оптимальному варианту (табл. 8,4) и проведем технико-экономическое сравнение сечений с целью определения минимума затрат(рис. 8,4), взяв из расчета значения токов и длин линий, на примере кабельной линии W1.

Расчет проведем в соответствии с методикой, приведенной в [5,59]Результаты расчета занесем в таблицу 8,10

По табл 8,4 - Ip12’’ = 36A, L = 380 м

Найдем приведенные затраты на линию по формуле (3,1) для нескольких стандартных сечений жил начиная с F = 25мм2 (F=(3´25) Iдоп=90А, Ro=1,24 Ом/км Cко=1,76у.е.)

- приведенный допустимый ток по формуле:

I’доп1 = 0,9 Iдоп1                                                    (8,7)

I’доп1= 0,9 *90 =81 A

- потери активной мощности в линии при действительной нагрузке по формуле:

DP1 =3 (I’доп1)2× Ro1 × L1 × (Кз1)2                                    (8,8)

DP1 =3 (81)2× 1,24 × 380 × (0,4)2*10-6= 1,484 кВт

- потери электроэнергии в линии по формуле:

DW1 = DP1 × Tmax                                                       (8,9)

DW1 = 1,484× 5909.32 = 8769,1 кВт×ч/год

- капитальные затраты на линию по формуле:

K1= L1 × Co1                                                                  (8,10)

K1= 380× 1,76= 669 тыс.у.е.

- стоимость потерь электроэнергии в линии по формуле:

Сп1 = DW1 × b                                                               (8,11)

Сп1 = 8769,1× 0,015 = 131,54 у.е./год

- суммарные приведенные затраты по формуле:

З1 =(0,125 +0,043+0,02)× К1 +Cп1                               (8,12)

З1 =(0,125 +0,043+0,02)× 669 + 131,54= 257,27 у.е./год

Аналогичным образом просчитываем последующие большие сечения стандартного ряда, предпологая уменьшение приведенных затрат в связи с уменьшением потерь электроэнергии в кабеле. Это связано с тем что сопротивление жил кабеля с увеличением сечения, уменьшается. Результаты заносим в таблицу 8.10

По минимальной величине суммарных приведенных затрат выбираем оптимальное сечение кабеля. Для линии W1 таким сечением станет F=(3х50)мм2 при минимальных затратах З1= 216,51 у.е.

Таблица 8.10. Результаты технико-экономическое сравнение сечений (рис.8.4)

Wi F, Iдоп, I'доп

RO,

Ko

L, Ipасч, DW К Сп,

ЗП

мм2

A Ом/км уе/м км A кВт кВт ч/год уе уе/год уе/год
1 25 90 81 1,24 1,76 0,38 36,0 0,400 1,484 8769,1 669 131,54 257,27
35 115 103,5 0,89 1,88 0,38 36,0 0,313 1,065 6293,9 714 94,41 228,72
50 140 126 0,62 2,11 0,38 36,0 0,257 0,742 4384,5 802 65,77 216,51
70 165 148,5 0,443 2,38 0,38 36,0 0,218 0,530 3132,8 904 46,99 217,02
2 25 90 81 1,24 1,76 0,49 35,4 0,393 1,849 10927,5 862 163,91 326,04
35 115 103,5 0,89 1,88 0,49 35,4 0,308 1,327 7843,2 921 117,65 290,83
50 140 126 0,62 2,11 0,49 35,4 0,253 0,925 5463,8 1034 81,96 276,33
70 165 148,5 0,443 2,38 0,49 35,4 0,214 0,661 3904,0 1166 58,56 277,80
25 90 81 1,24 1,76 0,39 53,7 0,596 3,382 19988,0 686 299,82 428,86
3 35 115 103,5 0,89 1,88 0,39 53,7 0,467 2,428 14346,2 733 215,19 353,04
50 140 126 0,62 2,11 0,39 53,7 0,383 1,691 9994,0 823 149,91 304,62
70 165 148,5 0,443 2,38 0,39 53,7 0,325 1,208 7140,9 928 107,11 281,61
95 205 184,5 0,326 2,76 0,39 53,7 0,262 0,889 5254,9 1076 78,82 281,19
120 240 216 0,258 3,08 0,39 53,7 0,224 0,704 4158,8 1201 62,38 288,21
4' 25 90 81 1,24 1,76 0,24 37,9 0,421 1,036 6122,2 422 91,83 171,24
4'' 35 115 103,5 0,89 1,88 0,24 37,9 0,329 0,744 4394,2 451 65,91 150,74
50 140 126 0,62 2,11 0,24 37,9 0,270 0,518 3061,1 506 45,92 141,12
70 165 148,5 0,443 2,38 0,24 37,9 0,229 0,370 2187,2 571 32,81 140,19
95 205 184,5 0,326 2,76 0,24 37,9 0,185 0,272 1609,5 662 24,14 148,67
70 165 148,5 0,443 2,38 0,13 111,0 0,673 1,724 10189,1 309 152,84 211,00
5' 95 205 184,5 0,326 2,76 0,13 111,0 0,541 1,269 7498,1 359 112,47 179,93
120 240 216 0,258 3,08 0,13 111,0 0,463 1,004 5934,1 400 89,01 164,29
150 275 247,5 0,206 3,5 0,13 111,0 0,404 0,802 4738,1 455 71,07 156,61
185 310 279 0,167 4,01 0,13 111,0 0,358 0,650 3841,0 521 57,62 155,62
240 355 319,5 0,129 4,8 0,13 111,0 0,313 0,502 2967,0 624 44,5 161,82
70 165 148,5 0,443 2,38 0,13 97,1 0,588 1,319 7797,0 309 116,96 175,12
5' 95 205 184,5 0,326 2,76 0,13 97,1 0,474 0,971 5737,8 359 86,07 153,52
120 240 216 0,258 3,08 0,13 97,1 0,405 0,768 4540,9 400 68,11 143,39
150 275 247,5 0,206 3,5 0,13 97,1 0,353 0,614 3625,7 455 54,39 139,93
185 310 279 0,167 4,01 0,13 97,1 0,313 0,497 2939,3 521 44,09 142,09
50 140 126 0,62 2,11 0,226 76,2 0,544 1,975 11673,8 477 175,11 264,76
6' 70 165 148,5 0,443 2,38 0,226 76,2 0,462 1,412 8341,1 538 125,12 226,24
6'' 95 205 184,5 0,326 2,76 0,226 76,2 0,372 1,039 6138,2 624 92,07 209,34
120 240 216 0,258 3,08 0,226 76,2 0,317 0,822 4857,8 696 72,87 203,73
150 275 247,5 0,206 3,5 0,226 76,2 0,277 0,656 3878,7 791 58,18 206,89
7' 25 90 81 1,24 1,76 0,11 35,9 0,399 0,428 2528,6 194 37,93 74,33
7'' 35 115 103,5 0,89 1,88 0,11 35,9 0,312 0,307 1814,9 207 27,22 66,10
50 140 126 0,62 2,11 0,11 35,9 0,257 0,214 1264,3 232 18,96 62,60
70 165 148,5 0,443 2,38 0,11 35,9 0,218 0,153 903,3 262 13,55 62,77
50 140 126 0,62 2,11 0,08 62,4 0,446 0,470 2776,0 169 41,64 73,37
8 70 165 148,5 0,443 2,38 0,08 62,4 0,378 0,336 1983,5 190 29,75 65,55
95 205 184,5 0,326 2,76 0,08 62,4 0,305 0,247 1459,6 221 21,89 63,40
120 240 216 0,258 3,08 0,08 62,4 0,260 0,195 1155,2 246 17,33 63,65
35 115 103,5 0,89 1,88 0,2 65,9 0,573 1,878 11100,3 376 166,50 237,19
9 50 140 126 0,62 2,11 0,2 65,9 0,471 1,309 7732,8 422 115,99 195,33
70 165 148,5 0,443 2,38 0,2 65,9 0,399 0,935 5525,2 476 82,88 172,37
95 205 184,5 0,326 2,76 0,2 65,9 0,321 0,688 4066,0 552 60,99 164,77
120 240 216 0,258 3,08 0,2 65,9 0,275 0,545 3217,8 616 48,27 164,08
150 275 247,5 0,206 3,5 0,2 65,9 0,240 0,435 2569,3 700 38,54 170,14

По результатам расчета, выбираем сечения кабелей, соответствующие минимуму приведенных затрат, как правило большее сечение.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6


© 2010 Реферат Live