Технико-экономическое сравнение вариантов схемы внешнего электроснабжения
Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы неограниченной мощности, на которой установлено два трансформатора мощностью по 40 МВА напряжением 115/6,3 кВ (трансформаторы работают раздельно) или глухой отпайкой от транзитной ЛЭП – 115 кВ. Мощность к.з. в месте отпайки равна 900 МВА, а на стороне 115 кВ подстанции энергосистемы 1000 МВА.
Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 4,5 км, от транзитной ЛЭП-115 кВ 3,5 км.
Завод работает в две смены.
Для технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения завода рассмотрим два варианта:
1. I вариант – глухой отпайкой от транзитной ЛЭП-115 кВ;
2. II вариант – со стороны 115 кВ подстанции энергосистемы;
1. Технико-экономический расчет для I варианта
Рисунок 3.1 - Первый вариант схемы внешнего электроснабжения
Выбираем электрооборудование по I варианту
Выбираем трансформаторы ГПП
Полная расчетная мощность трансформатора ГПП:
Ко=0,85, Ко=f{Ки.срвзв.,nприс.}, [6, таблица 3]
Выбираем два трансформатора мощностью 6300 кВА.
Коэффициент загрузки:
Выбираем два трансформатора мощностью 6300 кВА, Кз=0,83, типа ТМН-6300/110/6; [характеристики -7,цена -8]
Таблица 3.1 - Технические характеристики трансформатора ГПП
Sном, МВА | UВН, кВ | UНН, кВ | РХ, кВт | РК, кВт | UКЗ, % | ІХХ, % | Цена, тг |
6,3 | 115 | 6,3; | 10 | 44 | 10,5 | 1 | 22000000 |
Определим потери мощности в трансформаторах ГПП :
|
|
Определим расчетные активные потери мощности :
Определим расчетные реактивные потери мощности:
Определим мощность, проходящую по ЛЭП:
Расчетный ток, проходящий по одной линии:
Ток аварийного режима:
По экономической плотности тока определяем сечение проводов:
где, =1,1 А/мм2 экономическая плотность тока, зависимая от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки. В моем случае – провода алюминиевые неизолированные, Тм = 4000 ч/год. [6, таблица П1.2].
По условию потерь на «корону», минимальное сечение для линий 110 кВ равно 70 мм2. , то принимается провод марки: АС –70/11 ( х0=0,444 Ом/км, r0=0,428 Ом/км , Iдоп=265 А).[9]
Проверим выбранные провода по допустимому току.
При расчетном токе:
𝐼доп ≥ 𝐼р.ЛЭП, (265 А > 26,4А).
При аварийном режиме:
1,3 ∙ Ідоп ≥ Іав.ЛЭП., (344,5 > 53 А).
Определим потери электрической энергии в трансформаторах ГПП:
При двухсменном режиме работы Твкл = 4000 ч. [3, таблица 2.25, стр.80]
t - число часов использования максимума потерь и зависит от числа часов использования максимума нагрузки:
где, Тм = 4000 ч. – число часов использования максимума.
|
|
Определим потери электрической энергии в ЛЭП 110 кВ:
где R = r0∙l = 0,428∙3,5 = 1,498 Ом, где r0=0,428 Ом/км – удельное сопротивление сталеалюминевого провода, l=3,5 км - длина ЛЭП.
Выбор оборудования на U=110 кВ.
Перед выбором аппаратов составим схему замещения (см. рисунок 3.2) и рассчитаем ток короткого замыкания.
Рисунок 3.2 - Схема замещения
Принимаем Sб=1000 МВА; Uб=115 кВ.
Определяем базисный ток:
(2.46)
Определяем сопротивление системы:
(2.47)
где, Sкз=900 - мощность к.з на месте отпайки от транзитной подстанции ЛЭП-115кВ.
Ток короткого замыкания в точке К1:
(2.48)
Определяем сопротивление ЛЭП:
(2.49)
Ток короткого замыкания в точке К2:
(2.50)
Определяем сопротивление трансформатора ГПП:
(2.51)
Определяем базисный ток:
(2.52)
Ток короткого замыкания в точке К3:
(2.53)
Определяем ударный ток в точке К1, K2, K3:
(2.54)
где, Куд1 = 1,72 (для энергосистемы)
|
|
Куд2 = 1,8 (для Эс и ЛЭП)
Куд3 = 1,92 (для Эс, ЛЭП и тран-р ГПП); [3, таблица 2.45, стр.127]
После расчета токов КЗ произведем выбор оборудования на U=110 кВ:
К установке выбираем высоковольтный баковый элегазовый выключатель марки ВТБ-110-40/2000 У1, стоимостью 41 146 000 тг.[10,11]
Проверка по условиям выбора высоковольтных выключателей:
Для выключателей В1 и В2:
UН ≥ UУСТ; 115 кВ 115 кВ;
ІН ≥ І АВ.ЛЭП; 2000 А 53 А;
ІОТКЛ ≥ І КЗ; 40 кА 4,505 кА;
ІДИН ≥ іУД; 102 кА 11,468 кА;
ІОТКЛ2 ∙ 𝑡пр ≥ І КЗ2 ∙ 𝑡от; 402 ∙ 3 кА2 ∙ с. 4,5052 ∙ 0,055 кА2 ∙ с.
К установке выбираем горизонтально-поворотные разъединители типа РНД–110/1000У1, стоимость 980000 тг.[12,5 стр. 271]
Проверка по условиям выбора разъединителей Р1, Р2,Р3, Р4:
UН ≥ UУСТ ; 115кВ 115кВ;
ІН ≥ І АВ.ТОК; 1000 А 53 А;
ІДИН ≥ іУД; 80 кА 11,468 кА;
Ітерм ≥ І КЗ; 31,5 кА 4,505 кА.
Проверка по условиям выбора разъединителей Р5, Р6:
UН ≥ UУСТ ; 115кВ 115кВ;
ІН ≥ І АВ.ТОК; 1000 А 53 А;
ІДИН ≥ іУД; 80 кА 10,383 кА;
|
|
Ітерм ≥ І КЗ; 31,5 кА 4,079 кА.
Выбор ограничителей перенапряжения производится по напряжению. Проверка по условиям выбора ОПН:
UН ≥ UУСТ ; 115кВ 115кВ.
К установке выбираем ОПН типа ОПН-110/56 УХЛ1, стоимостью 188000 тг.[13]
Проверка по условиям выбора отделителей ОД1, ОД2
UН ≥ UУСТ ; 110 кВ 110кВ;
ІН ≥ І АВ.ТОК; 1000 А 53 А;
Іпр.ск ≥ іУД ; 80 кА 10,383 кА;
Іпр.ск ≥ І КЗ; 80 кА 4,079 кА
К установке выбираем отделители ОДЗ – 1 – 110/1000УХЛ1, цена 185 000 тг.[14,15]
Проверка по условиям выбора короткозамыкателей К1, К2
UН ≥ UУСТ ; 110кВ 110кВ;
ІДИН ≥ іУД; 80 кА 10,383кА
Ітерм ≥ І КЗ; 31,5 кА 4,079 кА
Выбираю короткозамыкатель КЗ-110У-У1, цена: 247 500 тенге[16,17].
Определим капитальные затраты на выбранное оборудование:
1) Затраты на трансформаторы ГПП:
Ктр.гпп=2× 22 000 000 = 44 млн. тг.
2) Затраты на ЛЭП 110 кВ: (железнобетонные двухцепные с одновременной подвеской двух цепей), АС-70/11. Длина- 3,5 км.Цена – 3,8 млн тг/км
КЛЭП-110 = l×Клэп=3,5 × 3800000 = 13,3 млн. тг.
3) Затраты на выключатели В1-В2:
КВ1-В2=2×41146600 = 82 293 200 тг.
4) Затраты на разъеденитель:
КР1-Р6=6× 980000 = 5 880 400 тг.
5) Затраты на ОПН:
КОПН=8× 188 000 = 1 504 000 тг.
6) Затраты на короткозамыкатели:
ККЗ=2× 247500= 495 000 тг.
7) Затраты на отделители:
КОД=2× 185000 = 370 000 тг.
Суммарные затраты:
SКI=Кобор+КЛЭП-110 (2.55)
Кобор = КВ1-В2+ КР1-Р4.+КОПН+Ктр.гпп (2.56)
Кобор = 44 млн.тг.+82 293 200+5 880 400+1 504 000+495 000+370 000 = 134 542 600 млн. тг.
SКI = 134 542 600 +13 300 000 =147 842 600 млн. тг.
Суммарные издержки рассчитываются по формуле:
SИI=Иа+Ипот+Иэ,. (2.57)
Амортизационные отчисления Иа:
Иа = Иа.обор + Иа.ЛЭП (2.58)
Амортизационные отчисления на оборудование:
Иа.обор = Еа ∙ Кобор = 0,028 ∙ 134 542 600 = 3 767 193 тенге.
Амортизационные отчисления на ЛЭП:
Иа.ЛЭП = Еа ∙ КЛЭП = 0,028 ∙ 3800000 = 106400 тенге.
Иа = 3 767 193 + 106 400 = 3 873 593 тенге.
Для ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах Еа=0,028
Издержки на эксплуатацию оборудования:
Иэ = Иэ.обор + Иэ.ЛЭП. (2.59)
Издержки на эксплуатацию оборудования:
Иэ.обор = Еа ∙ Кобор = 0,004∙ 134 542 600 = 538 170 тенге.
Издержки на эксплуатацию ЛЭП:
Иэ.ЛЭП = Еа ∙ КЛЭП = 0,004 ∙ 3800000 = 15200 тенге.
Иэ = 538 170+ 15200 = 553 370 тенге.
Для ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах Еэ=0,004
Определим издержки на потери электроэнергии:
Ипот = Со∙ (DWтр. гпп+DWЛЭП-110) (2.60)
Стоимость потерь электроэнергии Со=20 тг./кВт. ч
Ипот =20∙ ( + )=4 427 615 тг
Определим суммарные издержки:
SИI =3 873 593 + 553 370+ 4 427 615 = 8 854 578 тг.
Приведенные затраты, являющиеся мерой стоимости, определяются по выражению:
ЗI= Ен. КI+SИI (2.61)
где Ен=0,12 нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.
ЗI =0,12×147 842 600 + 8 854 578 = 26 595 690 тг.
Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 429; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!