Электроснабжение завода химического машиностроения. Электроснабжение завода химического машиностроени. 1. Введение 8 Электрические нагрузки 11
 Скачать 1 Mb.
|
3.Выбор схемы электроснабженияПри проектировании условно считаем что питание электроэнергией промышленного предприятия будет осуществляться от районной подстанции энергосистем, , расположенной на расстоянии от проектируемой ГПП завода. Возможности районной подстанции с точки зрения подключения новых потребителей считаем (тоже условно) неограниченными как по числу линий, так и по напряжению. В зависимости от категорий потребителей нужно решить следующие вопросы: А) Воздушной или кабельной линией выполнять ввод; Б) Количество вводных линий; В) С трансформацией или без трансформации напряжения; Г) Система шин РУ вторичного напряжения: одинарная, двойная, одинарная секционированная и т. д. Д) Наличие перемычки на стороне первичного напряжения при числе вводов больще одного; Е) Основное оборудование на вводе первичного напряжения: выключатели, отделители, короткозамыкатели. Ж) Режим работы линий и трансформаторов (параллельная или раздельная работа) и характер резерва (явный, неявный)  Подстанции 35/6 кВ (35/10 кВ) с отделителями и короткозамыкателями широкого распространения не получили Наиболее экономичными подстанциями 110/6 кВ (110/10кВ) являются подстанции без выключателей со стороны первичного напряжения, с отделителями и короткозамыкателями  4.Выбор рационального напряженияВ данном пункте следует определить величину рационального напряжения глубокого ввода (35 кВ; 110 кВ; 220кВ). Увеличение напряжения ввода является прогрессивным, так как при этом уменьшаются потери электроэнергии, улучшаются возможности для последующего расширения производства. Однако увеличение напряжения связано с усложнением эксплуатации оборудования, увеличением капиталовложений, поэтому вопрос о рациональном напряжении ввода следует решать сравнением двух или более изоляторов по техноко-экономическим показателям. Намечаются два (можно и три) наиболее вероятных в данных условиях задания варианта: 35/6 кВ; 35/10 кВ; 110/6 кВ; 110/10 кВ; 220/6 кВ; 220/10 кВ или другие. При выборе возможных вариантов учитывают величину нагрузку и расстояние от ГПП до питающей подстанции. При выборе возможных вариантов для последующего их сравнения можно пользоваться номограммами. Для каждого варианта и соответствии со схемой ориентировочно выбираем основное оборудование: линия, силовые трансформаторы, выключатели, отделители, короткозамыкатели. Сечение провода определяются по экономической плотности с учетом потерь на корону. При двух линиях, работающих в неявном резерве, расчет ведется по току рабочего режима. Силовые трансформаторы выбираются ориентировочно по полной мощности потребителя с учетом резерва. Наиболее экономичны двухтрансформаторные подстанции. Электрические аппараты выбираются по току нагрузки аварийного режима с учётом схемы. Капитальные затраты  Вариант 1.  Вариант 2.  Где  - затраты на сооружение линий, тыс. руб;  – затраты на приобретение и монтаж трансформаторов, тыс. руб; - затраты на приобретение и монтаж основного оборудования, тыс. руб;Капитальные затраты следует определять с учетом монтажа и прочих расходов по укрупненным показателям стоимости элементов систем электроснабжения. Данные по расчету капитальных затрат в каждом варианте рекомендуется свести в таблицу Эксплуатационные расходы  где  -стоимость потерь электрической энергии, тыс. руб; - амортизационные отчисления, тыс. руб; - стоимость содержания эксплуатационного персонала, тыс. руб;Стоимость потерь определяется:  где  - стоимость 1 кВт ч электрической энергии, руб.; (8 руб. по действующему тарифу в Республике Тыва на 2021 год) - потери активной энергии в год, кВт чПотери энергии в год определяются как сумма потерь в линиях и силовых трансформаторах.  Потери в линиях определяются или по максимальному току, или по удельным потерям. Потери активной энергии в трансформаторах определяются по приведенным потерям мощности. Приведенные потери включают в себя не только потери активной мощности в самих трансформаторах при работе в заданном режиме, но и потери активной мощности, которые возникают по всей цепочке питания от генераторов электростанции до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности. Амортизационные отчисления на различные виды оборудования даются в процентах от капитальных затрат. Общие затраты определяются при числе вариантов больше двух.  где 0,15- нормативный коэффициент эффективности капиталовложений (для расчетов в электроэнергетике). Данные расчетов по вариантам рекомендуется свести в таблицу. При сравнении двух вариантов выбирают вариант с меньшим капитальными затратами и эксплуатационными расходами. Если в одном варианте меньше капитальные затраты, а в другом- эксплуатационные расходы, определяется срок окупаемости.   где  - капитальные затраты по вариантам; - эксплуатационные расходы по вариантам.При сроке окупаемости до 7 лет принимается вариант с меньшими эксплуатационными расходами. При сроке окупаемости выше 7 лет принимается вариант с меньшими капитальными затратами. При сравнении трех вариантов и более принимается вариант с меньшими общими затратами. Намечаем два варианта по напряжению: Вариант 1- 35/6 кВ, Вариант 2- 110/6 кВ. Определяем технико-экономические показатели для каждого варианта. А) Расчетный ток (при максимальной нагрузке) Вариант 1:  Вариант 2: .  Б) Сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока. Вариант 1:  где  - экономическая плотность тока Принимаем две одноцепных линии с проводами А-95 на унифицированных типовых железобетонных опорах; стоимость 1 км линии 48 988 руб. Вариант 2:  Принимаем две одноцепных линии с проводами А-25 на унифицированных типовых железобетонных опорах; стоимость за 1 км линии 11 872 руб. В) Выбираем для каждого варианта по два силовых трансформатора с мощностью по 10 МВ А и 6,3 МВ∙А, с регулированием под нагрузкой. Стоимость одного трансформатора для варианта напряжением 35/6 кВ- 1 060 000 руб., трансформатора для варианта напряжением 110/6 кВ- 3 300 000 руб.Таблица 2. Каталожные данные трансформаторов
Г) По току нагрузки в аварийном режиме выбираются для каждого варианта оборудование: Вариант 1. Отделитель ОД-110, Короткозамыкатель КЗ-110 Вариант 2. Выключатель ВМД-35 Д) Расчет капитальных затрат по вариантам сводим в таблицы 3,4. Таблица 3 Капитальные затраты по варианту 1.
Таблица 4 Капитальные затраты по варианту 2.
е) Эксплуатационные расходы.  График определения времени потерь (τ) τ= 1800 Потери активной энергии в линиях. Вариант 1:  где n- число линий;  - потери мощности на 1 км линии А-95  - коэффициент загрузки линии при максимальной нагрузке где  - 90 А- ток линии в рабочем режиме  - длительно- допускаемый ток в проводе А-95 - время потерь, ч; определяется в зависимости от cos φ и годового использования максимума нагрузки в год.Вариант 2:   Приведенные потери активной энергии в трансформаторах. Вариант 1:    где  – каталожные данные трансформаторов  - экономический эквивалент реактивной мощности (коэффициент изменения потерь), Т- действительное время работы трансформатора в год, ч;  - коэффициент загрузки трансформатора при максимальной нагрузке, где n- количество работающих трансформаторов. Вариант 2:   Стоимость потерь активной энергии. Вариант 1.  Вариант 2.  Амортизационные отчисления. Вариант 1.   Где  – амортизационные отчисления на линии, трансформаторы, выключателиВариант 2.  Отчисления на обслуживание оборудования. Вариант 1.    Где - отчисления на текущий ремонт и обслуживание, %Вариант 2.   Общие эксплуатационные расходы: Вариант 1.  Вариант 2.  Ж) Общие затраты при нормативном коэффициенте эффективности капиталовложений 0,15: Вариант 1. З =  + 0,15 К = 4 131 058,84 + 0,15 6 301 416= 5 076 271,24р.Вариант 2. З =  0,15 К = 4 625 938,28 + 0,15 7 989 120= 5 824 306,28р.Данные расчетов для удобства сравнения сводим в таблицу. Таблица 5. Сводная таблица для сравнения вариантов
Из таблицы 5 видно, что все показатели первого варианта (ввод напряжения 35/6 кВ, с трансформацией на 6 кВ) ниже, следовательно рациональным напряжением ввода для данных условий будет ввод 35 кВ. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
%
,%
W(кВт