Вариант 3:       
· ТМН - 4000/110

Таблица 8

№ ступени	Нагрузка кВА	Кзагр.*0,5	Прод-ть одной ступени нагрузки ч/год	Кзагр. двух отдельно работающих тр-ов	Потери мощн. в тр-ах кВт	Потери эл.эн. в тр-ах кВт*ч/год
1	8174	1,02	730	1,02	181,60	1261000
2	8251,6	1,03	730	1,03	184,58	1285000
3	8407,9	1,05	365	1,05	190,69	1325000
4	8431,5	1,054	2920	1,054	191,62	1396000
5	8638,9	1,08	182,5	1,08	199,92	1393000
6	8670	1,084	365	1,084	201,18	1408000
7	8691,4	1,086	365	1,086	202,05	1415000
8	8766,5	1,096	182,5	1,096	205,12	1435000
9	8791,5	1,099	182,5	1,099	206,15	1443000
10	8818,9	1,102	1277,5	1,102	207,28	1479000
11	8998,9	1,125	1460	1,125	214,8	1543000
Итого:			8760		2184,99	15383000

                                                                                                                              
Вариант 4:       
· ТМН - 6300/110

Таблица 9

№ ступени	Нагрузка кВА	Кзагр.*0,5	Прод-ть одной ступени нагрузки ч/год	Кзагр. двух отдельно работающих тр-ов	Потери мощн. в тр-ах кВт	Потери эл.эн. в тр-ах кВт*ч/год
1	8174	0,649	730	0,649	125,79	760200
2	8251,6	0,655	730	0,655	127,56	774300
3	8407,9	0,667	365	0,667	131,18	790900
4	8431,5	0,669	2920	0,669	131,73	879800
5	8638,9	0,686	182,5	0,686	136,64	828200
6	8670	0,688	365	0,688	137,39	840200
7	8691,4	0,690	365	0,690	137,90	844300
8	8766,5	0,696	182,5	0,696	139,72	852700
9	8791,5	0,698	182,5	0,698	140,33	857500
10	8818,9	0,70	1277,5	0,70	141,00	899100
11	8998,9	0,714	1460	0,714	145,45	940400
Итого:			8760		1494,69	9267600

                                                                                                                              

7. Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питающей линии ГПП

Задачей технико-экономических расчетов является выбор оптимального варианта передачи, преобразования и распределения электроэнергии от источника питания до потребителей.
Критерием оптимального варианта служит минимум приведенных годовых затрат:
, где
- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений
- единовременные капитальные вложения
- суммарные годовые эксплуатационные расходы

 

7.1 Выбор и обоснование схемы внешнего электроснабжения

В качестве схемы внешнего электроснабжения принимаем схему: два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий [2].

Рис. 7 Схема внешнего электроснабжения
Данная схема удовлетворяет основным требованиям, предъявляемым к схемам электрических соединений:
·                   Схема обеспечивает надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах.
·                   Схема обеспечивает надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах.
·                   Схема является простой, наглядной и экономичной.

 

7.2 Выбор сечения проводников для двух классов напряжений

Выбор сечения проводов проводим по экономической плотности тока в нормальном и послеаварийном режимах.
Правильно выбранное сечение должно удовлетворять следующим требованиям:
·                   По перегрузке
·                   По допустимой потере напряжения (  - нормальном режиме,  - в послеаварийном)
·                   По потере на корону (для 110 кВ и выше)
Экономическое сечение:
, где
- нормированное значение экономической плотности тока при
Вариант 1:       

Принимаем ближайшее стандартное сечение . Выбираем сталеалюминевые провода марки АС-70, допустимый ток   [2].
Для принятого сечения проводим все необходимые проверки:
1) По аварийному току:
         



2) По механической прочности:
Для сталеалюминевых проводов минимальное сечение по условию механической прочности составляет .
3) По допустимой потере напряжения:
Допустимая длина питающей линии:
, где
- длина линии, при полной нагрузке на которой, потеря напряжения равна 1% [3].

- допустимая потеря напряжения в нормальном режиме


4) По короне:
Проверка на корону осуществляется для линий напряжением 110 кВ и выше. Следовательно, для данного варианта данную проверку не проводим.
Выбранное сечение   удовлетворяет всем условиям.
Вариант 2:       

Принимаем ближайшее стандартное сечение . Выбираем сталеалюминевые провода марки АС-70 [2].
Для принятого сечения проводим все необходимые проверки:
1) По короне:
Условие: , где
Если , то:
- начальная напряженность возникновения коронного разряда
- радиус провода марки АС-70[4]
 - коэффициент гладкости провода
 - относительная плотность воздуха, определяемая атмосферным давлением и температурой воздуха

- напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода
- для железобетонной двухцепной опоры ПБ-110-4 (СК-4), подвеска проводов типа «бочка» [5]

Таким образом,


- условие выполняется.
Выбранное сечение   удовлетворяет всем условиям.
     2) По аварийному току:
         



3) По механической прочности:
Для сталеалюминевых проводов минимальное сечение по условию механической прочности составляет .
4) По допустимой потере напряжения:
Допустимая длина питающей линии:
 



Выбранное сечение  удовлетворяет всем условиям.

 

7.3 Технико-экономические сравнения рассматриваемых вариантов ВЛЭП

Капитальные затраты
Вариант 1:       
, где
- стоимость сооружения одного километра линии на стальных двухцепных опорах [2]
- длина ВЛЭП
ОРУ содержит в себе два блока с отделителем и неавтоматической перемычкой, стоимостью [2]:

Вариант 2:       
, где
- стоимость сооружения одного километра линии на железобетонных двухцепных опорах [2]

Эксплуатационные затраты
Вариант 1:       
Стоимость потерь энергии в линиях:
, где
- число цепей ВЛЭП,
- удельные потери (на одну цепь) при номинальной загрузке ЛЭП, т.е.           при  [3]
 - стоимость  электроэнергии. Принимаем

- время максимальных потерь,
Отчисления на амортизацию и обслуживание элементов:
, где
- издержки на амортизацию и обслуживание ЛЭП
- издержки на амортизацию и обслуживание силового оборудования ОРУ 35 кВ
Вариант 2:       
Стоимость потерь энергии в линиях:
, где


Отчисления на амортизацию и обслуживание элементов:

Полные затраты
Вариант 1:       
, где
- нормативный коэффициент капитальных вложений в ЛЭП
- нормативный коэффициент капитальных вложений в силовое оборудование
Вариант 2:       

8. Технико-экономические расчеты по выбору варианта ГПП

 

8.1 Капитальные затраты на трансформаторы и стоимость потерь электроэнергии в них

Вариант 1:       
·      

где, - суммарные годовые эксплуатационные расходы
- единовременные кап. затраты в трансформаторы [2]
- стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах
- потери электроэнергии в раздельно-работающих трансформаторах, кВт*ч/год (табл.6)

         Вариант 2:       
·      
где, - единовременные кап. затраты в трансформаторы [2]
, где

Вариант 3:       
·      
, где

Вариант 4:       
·      
, где

 

8.2 Полные затраты по вариантам

Полные затраты по всем вариантам сведем в таблицу.
Таблица 10

9. Выбор оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения

В результате технико-экономического сравнения рассмотренных вариантов была выбрана двухцепная ВЛЭП 110 кВ, выполненная на железобетонных опорах проводом марки АС-70. А также вариант установки на ГПП двух раздельно- работающих трансформаторов мощностью 6300 кВА (ТМН-6300/110).

II. Технико-экономическое обоснование выбора компенсирующих устройств в системе электроснабжения вагоноремонтного завода

1. Выбор схемы электроснабжения предприятия для определения реактивной мощности, подлежащей компенсации

Основной задачей компенсации реактивной мощности является снижение потерь активной мощности и регулирование напряжения. Эту задачу целесообразно рассматривать как с технической, так и с экономической точек зрения. Экономическая сторона этого вопроса заключается в том, что необходимо минимизировать сумму капитальных вложений и эксплуатационных затрат компенсационного оборудования. С технической точки зрения необходимо подобрать необходимое оборудование и выбрать наиболее оптимальное место его размещения. С точки зрения экономии электроэнергии и регулирования напряжения компенсацию реактивной мощности наиболее целесообразно осуществлять в месте возникновения ее дефицита.

Рис. 8 Схема компенсации реактивной мощности
Определяем - наибольшее значение реактивной мощности, передаваемой из сети ЭС в сеть промышленного предприятия в режиме наибольших активных нагрузок энергосистемы:
, где
- суммарная расчетная активная мощность, отнесенная к шинам ГПП 6 кВ
- расчётный коэффициент, соответствующий средним условиям передачи реактивной мощности по сети системы к потребителям с учётом различных затрат на потери мощности и электроэнергии; для предприятий, расположенных в Сибири при напряжении питающей линии 110 кВт  [7]

2. Составление баланса реактивной мощности и выбор двух вариантов ее компенсации

Реактивную мощность, вырабатываемую синхронным двигателем, можно принять равной:
, где
- номинальная активная мощность синхронного двигателя
Мощность, которую можно передать из сети 6 кВ в сеть 0,4 кВ:

Далее рассмотрим два варианта схем компенсации реактивной мощности:
1.                Схема, содержащая 9 трансформаторов (которые выбраны ранее)
2.                Схема с увеличенным числом трансформаторов
Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через трансформаторы в сеть 0,4 кВ:
, где
– номинальная мощность трансформаторов
– коэффициент загрузки трансформатора, принимаемый 0,7÷0,8
– количество трансформаторов
Вариант 1:
Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через 9 трансформаторов в сеть 0,4 кВ:

Величина реактивной мощности, которую необходимо скомпенсировать:

Принимаем конденсаторные батареи марки УКБ-0,38-200У3 в количестве 11 шт., общей мощностью 2200 кВАр.
Вариант 2:
Увеличиваем количество трансформаторов до 10 шт.
Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через 10 трансформаторов в сеть 0,4 кВ:

Величина реактивной мощности, которую необходимо скомпенсировать:

Принимаем конденсаторные батареи марки УКБ-0,38-150У3 в количестве 6 шт., общей мощностью 900 кВАр.

3. Технико-экономическое сравнение вариантов

Удельные затраты для синхронного двигателя, используемого в качестве ИРМ:
·                   удельные затраты на 1 кВАр реактивной мощности:
, где
- стоимость потерь активной мощности (для Томска )
- число однотипных СД
- реактивная мощность, генерируемая СД до присоединения к сети проектируемого предприятия, т.к. СД вводится вновь, то
, - расчетные величины, зависящие от параметров двигателя. Для двигателя марки СДН  ,  [8]
·                   удельные затраты на 1 кВАр² реактивной мощности:

Удельные затраты на установку БК в сети 0,4 кВ:
, где
- постоянная составляющая затрат для КБ, принимаемая
- нормативный коэффициент кап. вложений
- мощность КБ
- удельные потери активной мощности в КБ [1]
- напряжение КБ; т.к. КБ, присоединяемые к сети 0,4 кВ, выполняются на номинальное напряжение сети (т.е. на 0,4 кВ), то
Вариант 1:
- удельные затраты на установку КБ марки УКБ-0,38-200У3 [1]

Вариант 2:
- удельные затраты на установку КБ марки УКБ-0,38-150У3 [1]

Полные затраты по вариантам:
Вариант 1:

Вариант 2:
, где
- стоимость трансформатора мощностью S_ном=630 кВА наружной установки [8]
Так как , то оптимальным вариантом компенсации реактивной мощности является вариант 1 установки 9 трансформаторов и конденсаторных батарей, марки УКБ-0,38-200У3 в количестве 11 шт., общей мощностью 2200 кВАр.

4. Распределение мощности батарей конденсаторов по узлам нагрузки инструментального цеха

 Рис. 9 Расчетная схема сети 0,4 кВ