Материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления пользователям Интернета и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.
© 2018 - 2025
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.
| Вариант кВ. | К, т. руб. | С, т. руб. | З, т. руб. | G, т. | ΔW, т. кВт*ч. |
| 110 | 773.25 | 63.195 | 159.85 | 13.05 | 13668.85 |
| 35 | 997.72 | 77.02 | 201.735 | 41.5 | 15427.67 |
Так как ΔW110 < ΔW35, отдаём предпочтение варианту с напряжением 110 кВ.
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.
| NПО ПланУ | Наименование цехов | РРi, КВт. | Хi, м | Yi, м |
| 1 2 | Инструм. Цех Сборочн. цеха | 755 5819.1 | 197.8 153.6 | 803.3 693 |
| 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 14 15 16 18 | Мех. Цеха Литейный цех Компрессорное отд. Эл. - апп. Цех Рем. - мех. Цех Загот. Цех Агрег. Цех Сбор. Цех Очистные сооруж. Цех ширпотреба Цех гальванопокр. Котельная Топливохранилище Заводоуправление | 4561.8 166.9 1718.5 192.8 359.6 2154.8 1586.9 8481.2 434.5 133.5 2133.9 593.2 63.1 56.9 | 115.2 92.2 80.6 224.6 220.8 144 276.5 399.4 403.2 453.1 437.8 455.1 487.7 15.4 | 561.8 472.5 393.8 567 425.3 267.8 472.5 756 493.5 525 225.8 47.3 78.8 567 |
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).
Дата: 2019-07-24, просмотров: 246.