Рефераты

Дипломная работа: Электрические нагрузки ремонтно-механического цеха

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:

= 36,766тыс у е

 = 32,0369тыс у е

 = 27,64тыс у е

Суммарные затраты:  

З1 = 2*84*(0,125+0,064+0,03) + 36,766 = 73,558 тыс. у.е.

З2 = 2*109*(0,125+0,064+0,03) + 32,0369= 79,779 тыс. у.е.

З3 = 2*136*(0,125+0,064+0,03) + 27,64 = 87,21 тыс. у.е.

Таким образом более экономичен вариант 110кВ 2х25000 кВА., З110 = 73,558 тыс.у.е.


8.2.3 Технико-экономический расчет варианта U=220 кВ

Намечаем два варианта мощности трансформаторов:

2*40 МВА, 2*63 МВА,

Принимаем по таблице[3] следующие трансформаторы:

Таблица 9.5. Справочные данные трансформаторов

Тип

Sном

MB- A

Пределы регулирования Каталожные данные Расчетные данные
Uном обмоток, кВ

%

DPк,

кВт

DPх, кВт

I,

%

RT,

Ом

ХT,

Ом

DQх, кВт

Ко,

тыс

у е

ВН HH
ТРДН-40000/220 40 ±8x1,5% 230 11/11 12 170 50 0,9 5,6 158,7 360 169
ТРДЦН-63000/220 63 ±8X1,5% 230 11/11 12 300 82 0.8 3,9 100,7 504 193

Порядок расчета аналогичен предыдущему так как используем трансформаторы той же мощности но на напряжение Uвн=220кВ

С точки зрения работы в нормальном и аварийном режиме приемлемы все варианты

Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формулам (9.3)-(9.7) пункта 9.1.

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

Вариант 1.

 квар;

 квар;

 кВт;

 кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

 кВт,

в двух параллельно работающих трансформаторах:

 кВт,

Вариант 2.

 квар;   

 квар;

 кВт;         

 кВт;

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

 кВт;      

в двух параллельно работающих трансформаторах:

 кВт.

Нагрузка, при которой необходимо переходить на работу с 2-мя трансформаторами

= 23,038 МВА;

= 35,31 МВА;

Потери электроэнергии на первой ступени (S1=14,7 МВА) составят:

 кВт,

Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ) сведены в табл.9.6.


Таблица 9.6. Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ)

ступени

Нагрузка, S

Продол-жительность ступени, tст,

kз0,5

Продолжитель-ность ступени, t’ст,

Потери мощности, P,

Потери ЭЭ,

DW,

МВА % час в году кВт кВт*ч

2 по 40 МВА

1 14,700 33 0,367 - 2555 123,37 315215,3
2 22,273 50 0,557 - 730 195,12 142435,0
3 28,954 65 - 0,362 365 243,41 88845,9
4 31,182 70 - 0,390 365 260,57 95109,6
5 33,409 75 - 0,418 365 279,01 101837,2
6 35,636 80 - 0,445 1095 298,71 327086,4
7 37,418 84 - 0,468 730 315,39 230232,3
8 40,091 90 - 0,501 730 341,93 249607,9
9 42,318 95 - 0,529 730 365,45 266775,0
10 44,545 100 - 0,557 1095 390,23 427305,1
2813,2 2244449,7

2 по 63 МВА

1 14,700 33 0,2333 - 2555 144,36 368833,6
2 22,273 50 0,3535 - 730 192,50 140526,5
3 28,954 65 0,4596 - 365 251,36 91746,6
4 31,182 70 0,4949 - 365 274,39 100153,1
5 33,409 75 0,5303 365 299,13 109182,3
6 35,636 80 0,5657 1095 325,57 356502,7
7 37,418 84 - 0,297 730 334,78 244388,1
8 40,091 90 - 0,318 730 352,59 257390,2
9 42,318 95 - 0,336 730 368,37 268910,3
10 44,545 100 - 0,354 1095 385,00 421579,5
2928,06 2359212,9

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го варианта соответственно:

= 33,667 тыс у е

 = 35,388 тыс у е

Суммарные затраты:  

З1 = 2*169*(0,125+0,064+0,03) + 33,667 = 107,69 тыс. у.е.

З2 = 2*193*(0,125+0,064+0,03) + 35,388 = 119,92 тыс. у.е.

Таким образом более экономичен вариант 220кВ 2х40000 кВА., З220 = 107,69 тыс.у.е.

 

8.3 Выбор оптимального варианта воздушной линии электропередачи (ВЛЭП)

Линия, питающая ГПП, выполнена воздушной линией электро- передачи (ВЛЭП),

Двухцепной, по количеству трансформаторов ГПП, в соответствии с требованиями надежности электорснабжения.

Расчет сводится к определению минимальных приведенных затрат и проводится по методу экономических интервалов.

8.3.1 Технико-экономический расчет варианта U=35кВ

Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потерь мощности в трансформаторах ГПП, и возможностью отключения ЭП 3-ей категории в аварийном режиме, составит:

;

I расч =Imax= = 390,6 А.;

где - SPS - суммарная нагрузка предприятия и субабонента, кВт;

DРГПП – потери активной мощности в трансформаторах ГПП (35кВ), кВт;

UН – номинальное напряжение варианта исполнения ВЛЭП;

Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.

Сечение провода при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2 при Тmax>5000ч

(по табл. 4-47 [2,628]) определим по формуле:

.F = 390,6/1.0 = 390,6 мм2.

С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке, намечаем три варианта исполнения ВЛЭП по [6]:

а) АС-120/19 F=120 мм2 (Iдоп=380 А), r0 = 0,249 Ом/км, Ко = 17,3 тыс.у.е.

б) АС-150/24 F=150 мм2 (Iдоп=445 А)., r0 = 0,198 Ом/км, Ко = 17,8 тыс.у.е.

б) АС-185/29 F=185 мм2 (Iдоп=510 А)., r0 = 0,162 Ом/км, Ко = 18,4 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

КЛ1=17,3*60 = 1038 тыс. у.е.,

КЛ2=17,8*60 = 1068 тыс. у.е.

КЛ3=18,4*60 = 1104 тыс. у.е.

По табл. 7.32 [2,358] находим значения активных сопротивлений проводов:

RЛ1=0,249*60 = 14,94 Ом;

RЛ2=0,198*60 = 11,88 Ом.

RЛ2=0,162*60 = 9,72 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

Зл1 = (0,125+0,024+0,04)*1038 +2*(3*I2 * (14,94)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,04)*1068 +2*(3*I2 * (11,88)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,04)*1104 +2*(3*I2 * (9,72)* 4477*1,5*10-8);

Изменяя значение тока в формулах для каждого из вариантов от 50А до 390,6А, получим значение затрат, зависящее от величины тока в линии в различные моменты времени, по результатам расчетов (табл.9.7) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 35кВ (рис.9.1)

Таблица 9.7. Определение приведенных затрат ВЛ 35 кВ по экономическим интервалам

Ii,A 50 100 150

200

250 300 350 390,6

ЗЛ1, тыс. у.е.

166,34 188,91 226,54 279,21 346,93 429,70 527,53 618,03

ЗЛ2, тыс. у.е.

169,39 187,34 217,26 259,14 312,99 378,81 456,60 528,56

ЗЛ3, тыс. у.е.

173,81 188,49 212,97 247,24 291,30 345,15 408,80 467,68

Очевидно, что сечения АС-120 наболее экономично, чем сечение АС-150, АС-185 предпочтительнее. Это объясняется тем что, кривая для сечения АС-120, храктеризующая затраты, при минимальных нагрузках – значительно ниже,а при при максимальных нагрузках ненамного превышает остальные кривые, что видно из графика.

Т.о. принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-120 (Iдоп=380 А)при U=35кВ.

8.3.2 Технико-экономический расчет варианта U= 110кВ

Ток, протекающий по линии:

I расч = = 124,28 А.;   Imax =2 I расч=2*124,28=248,56 А;

Сечение провода марки АС при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2:

 = 248,56/1.0 = 248,56 мм2.

Рассмотрим три варианта исполнения ВЛЭП

а) АС-70/11 F=70 мм2 (Iдоп=265 А), r0 = 0,428 Ом/км, Ко = 20,4 тыс.у.е.

б) АС-95/16 F=95 мм2 (Iдоп=330 А)., r0 = 0,306 Ом/км, Ко = 21 тыс.у.е.

в) АС-120/19 F=120 мм2 (Iдоп3805 А)., r0 = 0,249 Ом/км, Ко = 21,4 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

КЛ1=20,4*60 = 1224 тыс. у.е.,

КЛ2=21*60 = 1260 тыс. у.е.

КЛ3=21,4*60 = 1284 тыс. у.е.

Находим значения активных сопротивлений проводов:

RЛ1=0,428*60 = 25,68 Ом;

RЛ2=0,306*60 = 18,36 Ом.

RЛ2=0,249*60 = 14,94 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

Зл1 = (0,125+0,024+0,004)*1224 +2*(3*I2 * (25,68)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*1260 +2*(3*I2 * (18,36)* 4477*1,5*10-8);

Зл3 = (0,125+0,024+0,004)*1284 +2*(3*I2 * (14,94)* 4477*1,5*10-8);

Построим зависимость Зп= f(I), по результатам (табл.9.8) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 110кВ (рис.9.2)

Таблица 9.8. Определение приведенных затрат ВЛ 110 кВ по экономическим интервалам

Ii,A 20 40 60 80 100 120 140

ЗЛ1, тыс. у.е.

191,41 203,83 224,52 253,49 290,74 336,27 390,08

ЗЛ2, тыс. у.е.

195,74 204,62 219,41 240,13 266,76 299,31 337,78

ЗЛ3, тыс. у.е.

198,86 206,08 218,12 234,98 256,65 283,14 314,44

Принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-120 (Iдоп=510 А)при U=110кВ

 


8.3.3 Технико-экономический расчет варианта U= 220кВ

Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потери мощности в трансформаторах ГПП, составит:

I расч = = 62,14 А.;

Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.

Сечение провода при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2 при Тmax>5000ч:

 = 124,28/1.0 = 124,28 мм2.

С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке (максимальный ток линии, в случае выхода из строя одной из двух составит 2Iрасч = 2*62,14=124,28 А), намечаем три варианта исполнения ВЛЭП

Рассмотрим сечения:

а) АС-240/32 F=240 мм2 (Iдоп=610 А), r0 = 0,121 Ом/км, Ко = 30,6 тыс.у.е.

б) АС-300/48 F=300 мм2 (Iдоп=690 А)., r0 = 0,125 Ом/км, Ко = 31,2 тыс.у.е.

в) АС-400/51 F=400 мм2 (Iдоп=835 А)., r0 = 0,075 Ом/км, Ко = 35 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

КЛ1=30,6*60 = 1836 тыс. у.е.,

КЛ2=31,2*60 = 1872 тыс. у.е.

КЛ3=35*60 = 2100 тыс. у.е.

Находим значения активных сопротивлений проводов:

RЛ1=0,121*60 = 7,26 Ом;

RЛ2=0,125*60 = 7,5 Ом.

RЛ2=0,075*60 = 4,5 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

Зл1 = (0,125+0,024+0,004)*1836 +2*(3*I2 * (7,26)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*1872 +2*(3*I2 * (7,5)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*2100+2*(3*I2 * (4,5)* 4477*1,5*10-8);

Построим зависимость Зп= f(I), по результатам (табл.9.9) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 220кВ (рис.9.3)

Таблица 9.9. Определение приведенных затрат ВЛ 220 кВ по экономическим интервалам

Ii,A 10 20 30 40 50 60 70

ЗЛ1, тыс. у.е.

187,56 188,44 189,90 191,95 194,59 197,80 201,61

ЗЛ2, тыс. у.е.

193,08 193,99 195,50 197,62 200,33 203,66 207,59

ЗЛ3, тыс. у.е.

196,63 197,18 198,08 199,35 200,98 202,98 205,34

Рис 9.3. Приведенные затраты ВЛ 220 кВ для сечений провода АС-240,АС-300,АС-400

Принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-240 (Iдоп=610 А)при U=220кВ

Результаты расчетов по выбору варианта внешнего электроснабжения завода сведем в таблицу 9.10, сравним приведенные затраты на сооружение ГПП и ВЛЭП по вариантам с учетом потерь электроэнергии, выберем оптимальный вариант.

Таблица 9.10. Результаты расчетов по выбору варианта системы внешнего электроснабжения завода

Вариант

Напряжение,

U кВ

Приведенные затраты

по вариантам, тыс.у.е

Суммарные приведенные затраты по

вариантам, тыс.у.е

вариант

исполнения

ВЛЭП Трансформаторы ГПП
ВЛЭП ГПП
1 35 467,68 67,319 534,999 2АС-185

ТРДНС

2х25МВА

2 110 283,14 73,558 356,698 2АС-120

ТРДЦН

2х25МВА

3 220 197,8 107,69 305,49 2АС-240

ТРДН

2х40МВА

Оптимальный.

220

197,8

107,69

305,49

2АС-240

ТРДН

2х40МВА


Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6


© 2010 Реферат Live