Расчет потерь в трансформаторах
При выборе ТП также необходимо учитывать потери в трансформаторах.
Потери активной мощности в трансформаторе:
Потери реактивной мощности в трансформаторе:
где - количество трансформаторов;
, , , – каталожные данные трансформаторов;
- номинальная мощность трансформатора, кВА;
- расчетная мощность цеха, кВА;
– расчетный ток (ток нормального режима), А (табл. 10).
Каталожные данные трансформаторов марки ТМГ на напряжение 10/0,4 кВ:
Таблица 12. Справочные данные для трансформаторов:
Трансформаторы | , кВт | , кВт | Ixx, % | Uk, % | Стоимость, тыс. руб. |
ТМГ – 400/10 | 0,95 | 5,5 | 2,1 | 4,5 | 212,400 |
ТМГ – 630/10 | 1,25 | 8,5 | 1,7 | 5,5 | 318,000 |
ТМГ – 1000/10 | 1,7 | 10,6 | 1,4 | 5,5 | 481,000 |
ТМГ – 1600/10 | 1,95 | 15,8 | 2 | 6 | 765,800 |
Таблица 13. Активные и реактивные потери мощности в трансформаторах.
Вариант II.
ТП | , кВА | , кВА | n | , кВт | , кВт | , % | , % | , кВт | , квар | Sполн, кВА |
ТП1 |
400 | 505,4 | 2 | 0,95 | 5,5 | 2,1 | 4,5 | 6,29 | 35,95 | 541,89 |
ТП2 | 1000 | 1442,4 | 2 | 1,7 | 10,6 | 1,4 | 5,5 | 22,16 | 152,13 | 1533,95 |
ТП3 | 1600 | 2288,14 | 2 | 1,95 | 15,8 | 2 | 6 | 20,05 | 162,16 | 2451,53 |
ТП4 | 400 | 588,91 | 2 | 0,95 | 5,5 | 2,1 | 4,5 | 7,86 | 42,81 | 632,43 |
ТП5 | 400 | 569,79 | 2 | 0,95 | 5,5 | 2,1 | 4,5 | 7,48 | 41,14 | 611,6 |
ТП6 | 1000 | 1442,42 | 2 | 1,7 | 10,6 | 1,4 | 5,5 | 14,42 | 90,41 | 1533,97 |
Выбор кабелей на высокое напряжение и расчет потерь в линии
Потери энергии при передаче по линии возрастают с увеличением сопротивления линии, которая в свою очередь определяется сечением провода: чем больше сечение провода, тем меньше потери. Однако при этом возрастают расходы цветного металла и капитальные затраты на сооружение линии.
|
|
Снижение затрат на сооружение электрических сетей промышленных предприятий в значительной степени зависит от выбора экономически целесообразного сечения, определяемого по экономической плотности тока jэк (А/мм²)
Правилами устройства электроустановок регламентируется значение jэк, принятое на основе технико-экономических расчетов с учетом стоимости потерь электроэнергии в строительной части линии, экономии цветных металлов и других факторов. jэк принимаем равным 1,7 (для кабеля с алюминиевыми жилами и СПЭ-изоляцией и τmax =4500 ч).
Выбор кабелей состоит из следующих пунктов:
6. Определение тока нормального режима:
где - мощность с учетом потерь в линиях 0,4 кВ и в трансформаторах, кВА.
7. Определение максимального тока, протекающего по кабелю в аварийном режиме (при отказе одной из линий):
8. Определение экономического сечения кабеля:
9. Определение стандартного сечения:
10. Проверка выбранного сечения по длительно допустимому току
|
|
6. Проверка по потерям напряжения
Таблица 14.Справочные данные для кабелей с СПЭ-изоляцией (кабель АПвП) :
Сечение, мм2 | Длительно допустимый ток, А | Стоимость 1 км кабеля, руб. | ||
50 | 180 | 0,6 | 0,204 | 680500 |
70 | 220 | 0,429 | 0,196 | 767100 |
95 | 262 | 0,316 | 0,189 | 877100 |
120 | 296 | 0,25 | 0,184 | 924000 |
150 | 331 | 0,2 | 0,179 | 1066200 |
185 | 373 | 0,162 | 0,175 | 1451700 |
240 | 431 | 0,125 | 0,170 | 1737200 |
Таблица 15.Сводная таблица по выбору кабелей на напряжение 10 кВ:
Вариант II.
Кабель | S max, кВА | , А | , А | L , км |
|
| , А | Марка кабеля | , кВ | , % | ||
РП - ТП1 | 541,89 | 15,66 | 31,32 | 0,213 | 9,21 | 50 | 180 | 31,32<180 | АПвП-2х50/16-10 | 3,38 | 0,03 | 0,294 |
РП – ТП2 | 1533,95 | 44,33 | 88,66 | 0,127 | 26,07 | 50 | 180 | 88,66<180 | АПвП-2х50/16-10 | 5,69 | 0,05 | 2,358 |
РП – ТП3 | 2451,53 | 70,85 | 141,7 | 0,401 | 41,67 | 50 | 180 | 141,7<180 | АПвП-2х50/16-10 | 29,60 | 0,29 | 6,023 |
РП – ТП4 | 632,43 | 18,27 | 36,55 | 0,596 | 10,74 | 50 | 180 | 36,55<180 | АПвП-2х50/16-10 | 11,34 | 0,11 | 0,4 |
РП – ТП6 | 1533,97 | 44,33 | 88,66 | 0,855 | 26,07 | 50 | 180 | 88,66<180 | АПвП-2х50/16-10 | 36,12 | 0,36 | 2,358 |
ТП6 – ТП5 | 611,6 | 17,67 | 35,35 | 0,375 | 10,39 | 50 | 180 | 35,35<180 | АПвП-2х50/16-10 | 6,7 | 0,06 | 0,374 |
ИТОГО: | 0,9 | 11,8 |
Технико-экономическое сравнение вариантов внутреннего электроснабжения.
|
|
Расчет капиталовложений
Капиталовложения в подстанции:
Принимаем, что капиталовложения в подстанции – не меняются с выбором схемы, меняется только количество и цена трансформаторов, поэтому в качестве оценки капиталовложений рассматриваем только стоимость трансформаторов.
Данные трансформаторов – Табл. 10 (стр.17)
Вариант I:
ТП1 – ТМГ-1600/10/0,4
ТП2 – ТМГ-630/10/0,4
ТП3 – ТМГ-1600/10/0,4
ТП4 – ТМГ-1600/10/0,4
Вариант II:
ТП1 – ТМГ-400/10/0,4
ТП2 – ТМГ-1000/10/0,4
ТП3 – ТМГ-1600/10/0,4
ТП4 – ТМГ-400/10/0,4
ТП5 – ТМГ-400/10/0,4
ТП6 – ТМГ-1000/10/0,4
Капиталовложения в КЛ:
,
где – цена кабеля за 1 км;
- количество кабелей;
- длина, км.
Таблица 16. Расчет капиталовложений в кабельные линии:
Вариант I:
Кабель: | L, км | F, мм2 | n | Цена, руб. | Стоимость, тыс.руб | ||
10 кВ: | |||||||
РП - ТП1 | 0,108 | 50 | 2 | 680500 | 146,988 | ||
РП - ТП2 | 0,682 | 50 | 2 | 680500 | 928,202 | ||
РП - ТП3 | 0,817 | 50 | 2 | 680500 | 1111,937 | ||
РП – ТП4 | 0,401 | 50 | 2 | 680500 | 545,761 | ||
Итого по 10 кВ: | 2732,888 | ||||||
0,4 кВ: | |||||||
ТП1 - цех 1 | 0,187 | 50 | 1 | 150000 | 28,050 | ||
ТП1 - цех 2 | 0,075 | 150 | 2 | 370000 | 55,500 | ||
ТП1 - цех 3 | 0,018 | 185 | 8 | 450000 | 64,800 | ||
ТП1- цех 6 | 0,225 | 50 | 2 | 150000 | 67,500 | ||
ТП1 - цех 7 | 0,093 | 16 | 2 | 51000 | 9,486
| ||
ТП4- цех 4 | 0 | - | - | - | - | ||
ТП2 - цех 5 | 0,011 | 70 | 6 | 210000 | 13,860 | ||
ТП2 - цех 8 | 0,03 | 16 | 4 | 51000 | 6,120 | ||
ТП3 - цех 9,10 | 0,33 | 120 | 6 | 320000 | 633,600 | ||
ТП3- цех 11,12 | 0,187 | 70 | 6 | 210000 | 235,620 | ||
ТП3 - 13 | 0,15 | 16 | 2 | 51000 | 15,300 | ||
ТП3 - цех 14 | 0,063 | 95 | 6 | 270000 | 102,060 | ||
Итого по 0,4 кВ: | 1231,896 | ||||||
ИТОГО: | 3964,784 |
Вариант II:
Кабель: | L, км | F, мм2 | n | Цена, руб. | Стоимость, тыс.руб |
10 кВ: | |||||
РП - ТП1 | 0,213 | 50 | 2 | 680500 | 289,893 |
РП – ТП2 | 0,127 | 50 | 2 | 680500 | 172,847 |
РП - ТП3 | 0,401 | 50 | 2 | 680500 | 545,761 |
РП – ТП4 | 0,596 | 50 | 2 | 680500 | 811,156 |
РП – ТП6 | 0,855 | 50 | 2 | 680500 | 1163,655 |
ТП6- ТП5 | 0,375 | 50 | 2 | 680500 | 510,375 |
Итого по 10 кВ: | 3493,687 | ||||
0,4 кВ | |||||
ТП1 - цех 1 | 0,075 | 50 | 1 | 150000 | 11,250 |
ТП1 - цех 2 | 0,041 | 150 | 2 | 370000 | 30,340 |
ТП1- цех 6 | 0,086 | 50 | 2 | 150000 | 28,800 |
ТП2- цех 3 | 0 | - | - | - | - |
ТП3 - цех 4 | 0 | - | - | - | - |
ТП3 - цех 5 | 0 | - | - | - | - |
ТП5 - цех 7 | 0,078 | 16 | 2 | 51000 | 7,956 |
ТП5 - цех 8 | 0,082 | 16 | 4 | 51000 | 16,728 |
ТП5 - цех 10 | 0,187 | 70 | 2 | 210000 | 78,540 |
ТП5 - цех 12 | 0,232 | 35 | 2 | 110000 | 51,040 |
ТП6 - цех 9 | 0,363 | 70 | 6 | 210000 | 457,380 |
ТП6 - цех 11 | 0,097 | 35 | 4 | 110000 | 42,680 |
ТП6- цех 13 | 0,142 | 16 | 2 | 51000 | 14,484 |
ТП6- цех 14 | 0,03 | 35 | 6 | 110000 | 19,800 |
Итого по 0,4 кВ: | 758,998 | ||||
ИТОГО: | 4252,685 |
Из таблицы видно, что:
Всего суммарные капиталовложения по вариантам:
Вариант I:
Вариант II:
Расчет ежегодных издержек
Ежегодные издержки по ВЛ:
Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт
Вариант I:
Вариант II:
Амортизационные отчисления на реновацию
Вариант I:
Вариант II:
Ежегодные издержки по подстанции:
Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт
Вариант I:
Вариант II:
Амортизационные отчисления на реновацию
Вариант I:
Вариант II:
Суммарные издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонтэлементов схемы электроснабжения:
Вариант I:
Вариант II:
Всего амортизационные отчисления на реновацию схемы электроснабжения:
Вариант I:
Вариант II:
Дата добавления: 2019-01-14; просмотров: 942; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!