Рис.4.1 Схема "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий".

4.3 Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питания

Выбор рационального напряжения питания имеет большое значение, т.к величина напряжения влияет на параметры ЛЭП и выбираемого оборудования подстанции и сетей, а следовательно на размер капитальных вложений, расход цветного металла, на величину потерь электроэнергии и эксплуатационных расходов.

Для питания крупных и особо крупных промышленных предприятий рекомендуется использовать напряжения 110, 220 кВ. Напряжение 35 кВ в основном рекомендуется использовать на средних предприятиях при отсутствии значительного числа электродвигателей на напряжение больше 1000 В, а также для частичного распределения энергии на крупном предприятии, где основное напряжение питания 110-220 кВ.

Для внутреннего распределения энергии в настоящее время, как правило, используют напряжение 10 кВ.

Выбор напряжения питания основывается на технико-экономическом сравнении вариантов.

Рассмотрим два варианта с выявлением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных расходов, расходов цветного металла, приведённых затрат. [6].

Для определения технико-экономических показателей намечаем схему внешнего электроснабжения данного варианта. Аппаратура и оборудование намечаем ориентировочно, исходя из подсчитанной электрической нагрузки промышленного предприятия. Затем определяется стоимость оборудования и другие расходы.

Намечаем два варианта внешнего электроснабжения - 35 и 110 кВ.

В соответствии с намеченным вариантом при заданном напряжении определяем суммарные затраты и эксплуатационные расходы.

Капитальные затраты установленного оборудования линии:

ОРУ 110 кВ с двумя системами шин на ЖБ конструкциях.

К0=2·14.95=29.9 т. руб. [3].

Линия принимается двухцепной, воздушной с алюминиевыми проводами и ЖБ опорами. Экономическое сечение определяю по экономической плотности тока:

IР=SР/√3·U·2, (4.4).

IР=85.19 А.

FЭК=IР/jЭК, (4.5).

FЭК=77.45 мм2.

ТMAX<5000 ч. [2], следовательно j=1.1

Для сталеалюминиевых проводов минимальным сечением по механической прочности является сечение 25 мм2, но по условию коронирования при напряжении 110 кВ следует принять сечение 70 мм2.

Принимаем сечение F=95 мм2, АС-95, r0=0.314 Ом/км, x=42.9 Ом/км.

Стоимость 1 км двухцепной линии указанного сечения на ЖБ опорах 12.535 т. руб. [3]. Тогда при двух линиях и L=25 км соответственно:

КЛ=2·25·12.535=626.75 т. руб.

В соответствии с нагрузкой завода устанавливается два трансформатора

ТДН-110/10 с мощностью 25 МВА. Паспортные данные трансформатора следующие:

UК=10.5%; ΔРХХ=29 кВт; ΔРКЗ=120 кВт; КТ=58.3 т. руб. [7].

КТ=2·58.3=116.6 т. руб.

К∑=29.9+626.75+116.6=773.25 т. руб.

Эксплуатационные расходы.

Потери в линиях

ΔРЛ= ( (SР/2) 2/U2Н) /R·L, (4.6).

ΔРЛ=1191.44 кВт.

Потери в двух линиях:

2·ΔРЛ=2382.88 кВт.

Потери в трансформаторе:

Приведённые потери активной мощности при КЗ:

ΔР1 КЗ=ΔРКЗ+КЭК·QКЗ, (4.7).

Где КЭК=0.06 кВт/квар.

ΔР1 КЗ=120+0.06·0.105·25000=277.5 кВт.

Приведённые потери активной мощности при ХХ:

ΔР1 ХХ= ΔРХХ+КЭК·QХХ, (4.8).

ΔР1 ХХ=29=0.06·0.0075·25000=40.25 кВт.

Полные потери в трансформаторах:

ΔРТ=2· (40.25+277.5·0.6782) =350.89 кВт.

Полные потери в линии и трансформаторах:

ΔРΣ=ΔРЛ+ΔРТ, (4.9), ΔРΣ=2382.88+350.89=2733.77 кВт.

Стоимость потерь:

СП=С0·ΔРΣ·ТMAX, (4.10).

Где С0=0.8 (коп/кВт·ч) - стоимость 1 кВт·ч электроэнергии.

СП=0.8·2733.77·5000=10.94 т. руб.

Средняя стоимость амортизационных отчислений.

Амортизационные отчисления по линиям принимаются 6% от стоимости линий, по подстанциям-10%. [7].

СА Л=37.605 т. руб.

СА ПС=14.65 т. руб.

СΣ Л, ПС=52.255 т. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные расходы.

СΣ=СП+ СΣ Л, ПС=10.94+52.255=63.195 т. руб.

Суммарные затраты:

З=СΣ+0.125·КΣ=63.195+0.125·773.25=159.85 т. руб.,

Где 0.125-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений ед/год.

Потери электроэнергии:

ΔW=ΔРΣ·ТГОД, (4.11).

ΔW=2733.77·5000=13668.85 МВт·ч.

Расход цветного металла:

G=2·L·g, (4.12).

Где g=261 кг/км, [7], - вес 1 км провода.

G=2·25·261=13.05 т.

Расчёт варианта на 35 кВ ведётся аналогично. Расчётные данные сведены в таблицу 4.3.1

Таблица 4.3.1.1

Затраты по вариантам.

Так как ΔW110 < ΔW35, отдаём предпочтение варианту с напряжением 110 кВ.

4.4 Выбор местоположения ГПП

Для определения условного центра нагрузок считается, что нагрузки распределены равномерно по площади цехов и центры нагрузок совпадают с центром тяжести фигур, изображающих цеха. Координаты центра электрических нагрузок вычисляются по формулам:

X0 ГПП= (ΣРРi·Xi) / (ΣРРi), (4.13).

Y0 ГПП= (ΣРРi·Yi) / (ΣРРi), (4.14).

Где Xi, Yi-координаты центров нагрузок отдельных цехов, м.

Таблица 4.3.1.2

Результаты расчёта координат центров нагрузок отдельных цехов.

Х0 ГПП=255.5 м, Y0 ГПП=573.1 м.

Из-за невозможности установки ГПП в месте с найденными координатами, устанавливаем ГПП на свободном месте, ближе к ИП (Y0 ГПП=50 м).

5. Выбор и расчёт схемы распределительных и питающих сетей завода

5.1. Выбор схемы распределительных сетей

В соответствии с рекомендациями по проектированию электроснабжения промышленного предприятия для распределительных сетей принимаю напряжение 10 кВ. На выбор этого напряжения распределительных сетей также повлияло наличие на предприятии компрессорного отделения, привод компрессоров в котором осуществляется асинхронными двигателями с непосредственным присоединением к сети 10 кВ.

Для внутризаводского электроснабжения применяется смешанная схема питания цеховых подстанций.

5.2. Расчёт распределительных сетей завода

Расчёт распределительных сетей выполняется с целью определения сечений жил кабелей при известных токах нагрузки в нормальном и аварийном режимах.

Сечение каждой линии принято выбирать в соответствии со следующими условиями:

По номинальному напряжению:

UН КАБ>=UН СЕТИ, (5.1).

По нагреву расчётным током:

IДЛ. ДОП. >IРАБ.1, (5.2).

где IРАБ.1=IРАБ/КП, (5.3).

КП-корректирующий коэффициент,

КП=К1·К2, (5.4).

К1 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды [5, т.7.32] ; К2 - поправочный коэффициент на число кабелей проложенных рядом (К2=1, если кабель один). В случае если кабели взаимно резервируют друг друга, то:

IДЛ. ДОП. >2·IРАБ.1, (5.5).

По экономической плотности тока, исходя из расчётного тока и продолжительности использования максимума нагрузок:

SЭК=IР/jЭК, (5.6).

По термической устойчивости кабеля. Производится путём определения наименьшего термически устойчивого сечения:

 (5.7).

где IПО-установившийся ток трёхфазного КЗ; C=98-для кабелей с алюминиевыми жилами; tОТК-время срабатывания защиты; ТА-постоянная времени цепи КЗ. При определении сечения магистрали сначала рассчитывается головной участок, затем кабели между трансформаторными подстанциями. По наибольшему сечению принимается сечение магистрали.

Расчёты по определению сечений кабелей сведены в таблицу 5.5.2.1

Принимается марка кабеля ААБл, способ прокладки-в траншее.

Таблица 5.5.2.1

Результаты расчёта распределительных сетей завода.

Выбор кабелей на напряжение 0.4 кВ сведён в таблицу 5.5.2.2

Таблица 5.5.2.2

Результаты выбора кабелей на напряжение 0.4 кВ.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12