double arrow

Техніко-економічний вибір схеми зовнішнього електропостачання підприємства

Для розрахунків, які виконуються в цій главі курсового проекту, вихідними даними є:

1) характеристика споживачів за безперервністю електропостачання;

2) відстань від споживача до джерела живлення;

3) параметри джерела живлення;

4) розрахункова потужність проектного підприємства

(кВ А) (5.1)

де Рмакс - розрахункова активна потужність підприємства, кВт (сума із графи 14 табл. 3.2)

Qмакс - розрахункова реактивна потужність підприємства, кВар

Q к.у - потужність пристрою, що компенсує

Під схемою зовнішнього електропостачання розуміють систему передавальних і приймальних пристроїв, яка слугує для передавання електричної енергії від джерела живлення до приймального пункту підприємства. Добір номінальних напруг елементів електричної мережі є техніко-економічним завданням і повинен здійснюватися сукупні з добором схеми електропостачання на основі розгляду можливих варіантів.

При проектуванні для визначення напруги лінії електропередачі можна скористатися формулою Стілла

(кВ) (5.2)

де Рмакс - потужність одного ланцюга передачі, кВт (із табл. 3.2, графа 6);

ℓ - довжина ЛЕП, км (із завдання на курсове проектування).

Ця формула застосовується при найбільшій довжині (до 250 км) і потужності, що передається до 60 мВт. Кількість ланцюгів визначається потрібною надійністю електропостачання. Живлення електроенергією підприємств і їх окремих об’єктів з електроприймачами першої категорії слід здійснювати не менш як за двома ланцюгами повітряних ліній електропередач. Припускається живлення за двохланцюговою лінією на одній опорі, якщо на підприємстві немає таких електроприймачів, раптові перерви у живлені яких загрожують життю людей, а також можуть призвести до вибухів і руйнувань основного технологічного обладнання. Слід зазначити, що визначати категорію необхідно за конкретними електроприймачами, а не за цехами у цілому.

Критерієм економічності схеми електропостачання є мінімум наведених витрат:

(тис. грн.), (5.3)

де КΣ - єдиночасні капітальні вкладення за певним варіантом, тис. крб.;

Рн = 0,125 - нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень;

Срічн - щорічні поточні витрати виробництва при нормальній експлуатації; визначаються за чинними нормативами і формулою.

Срічн = Стр + Са + Сп = РтрКΣ + РаКΣ + Сп (тис. грн.) (5.4)

де Ртр - коефіцієнт відрахувань на поточний ремонт і обслуговування, % (із [2], табл. 6.1 і [3], табл. 8-2);

Ра - коефіцієнт відрахувань на амортизацію, % (із [2], табл. 6.1 і [3], табл. 8-2);

Сп - вартість втрат, тис. грн.

КΣ = Ко + Кт + Кл (тис. грн.) (5.5)

де Ко - вартість вимикачів, роз’єднувачів, відокремлювачів, короткозамикачів та іншого обладнання, тис. грн;

Кт - вартість трансформатора, тис. грн;

Кл - вартість ЛЕП, тис. грн.

При визначенні вартості обладнання, трансформаторів, ліній електропередач слід користуватися довідниковою літературою [3, 4, 7, 11].

Сп = С ∆Р Т (тис. грн.) (5.6)

де С - вартість електроенергії за тарифом, к/кВт год. – задано у завданні на курсове проектування;

∆Р - сумарні втрати потужності в лініях і трансформаторах, кВт;

Т - тривалість роботи підприємства за рік, год. ([4], табл. 24-17 – 24-30 і [3], табл. 2-10).

 

Втрати в лінії:

∆Рл = ∆Рномkз2ℓ (кВт) (5.7)

де ∆Рном - питомі втрати при номінальному завантаженні лінії, кВт/км (визначаємо за кривими, приведеними в [3] на рис. 7-1 – 7-5), при cosφ = 0,9; при другому cosφ значення втрат помножують на 0,81/cos2φ);

Ір

kз = ---- - коефіцієнт завантаження лінії за струмом;

Ідоп

ℓ - довжина лінії, км.

Попередньо добирається кількість і тип трансформаторів, які встановлюються на ГПП, за методикою, викладеною в розділі 6 цих методичних рекомендацій.

Втрати в трансформаторах:

реактивні втрати холостого ходу:

 

іх.х*Sном.т

∆Qх.х = -------------------- (кВар), (5.8)

де іх.х - струм холостого ходу трансформатора, % (із паспортних даних трансформатору);

Sном.т - номінальна потужність трансформатора, кВ*А;

реактивні втрати короткого замикання:

 

Uк*Sном.т

∆Q = -------------------- (кВар), (5.9)

де Uк - напруга короткого замикання трансформатора, % (із паспортних даних трансформатора);

наведені втрати активної потужності в міді трансформатора (втрати короткого замикання):

 

∆Р′м = ∆Рм + Кєк*∆Q (кВт), (5.10)

де Кєк - коефіцієнт втрат, який називається також економічним еквівалентом реактивної потужності, кВт/кВар – приймаються залежно від системи електропостачання і cosφ (за [2], табл. 8.1);

∆Рм - втрати у міді (короткого замикання) трансформатора, кВт (з паспортних даних трансформатора);

∆Q - значення з формули (5.9), кВар.

наведені втрати активної потужності холостого ходу:ї

 

 

∆Р′х.х = ∆Рх.х + Кєк*∆Qх.х (кВт), (5.11)

 

 

де ∆Рх.х - втрати у сталі (холостого ходу) трансформатора, кВт

(з паспортних даних трансформатора);

∆Qх.х - значення з формули (5.8), кВар

 

Повні наведені втрати в трансформаторах:

 

∆Рт = n*(∆Р′х.х + К²з*∆Р′м) (кВт), (5.12)

 

де n - кількість трансформаторів;

 

Sмакс

Kз = --------

Sном.т - коефіцієнт завантаження трансформатора.

 

Вартість амортизаційних відрахувань:

 

Са = Ра.о.*Ко + Ра.т*Кт + Ра.л.*Кл (тис.грн), (5.13)

де Ра.о, Ра.т, Ра.л. - коефіцієнти відрахувань на амортизацію обладнання, трансформаторів і ліній електропередач, % (із [2], табл. 6,1 і [3], табл. 8.2)

Вартість відрахувань на поточний ремонт і обслуговування:

 

Стр = Ртр.о*Ко + Ртр.т*Кт + Ртр.л.*Кл (тис.грн), (5.14)

 

де Ртр.о, Ртр.т, Ртр.л - коефіцієнти відрахувань на поточний ремонт і обслуговування обладнання, трансформаторів і ліній електропередач, % (із [2], табл. 6,1 і [3], табл. 8.2)

Техніко-економічний розрахунок у такій послідовності здійснюється для кожного вибраного для порівняння варіанту, розрахункові дані зводяться до таблиці 5.1.

 

Таблиця 5.1.

 

Варіант електропоста-чання Капітальні витрати КΣ, тис. грн. Експлуатаційні витрати С, тис. грн. Сумарні витрати З, тис. грн. Втрати електроенергії тис. кВт год.
Варіант І        
Варіант ІІ        

 
 

рис. 5.1.-Т Схема зовнішнього електропостачання підприємства

З намічених варіантів вибираються найбільш раціональні в технічному і економічному планах. Слід віддавати перевагу варіанту з більшою напругою, якщо його сумарні витрати не перебільшують 25% від сумарних витрат варіанту з меншою напругою:

ЗІ -ЗІІ

З′(%) = -------- * 100% (5.15)

ЗІ + ЗІІ

де ЗІ - сумарні витрати варіанту з більшою напругою, тис. грн.;

ЗІІ - сумарні витрати варіанту з меншою напругою, тис. грн.

Для техніко-економічного порівняння вибираються такі варіанти:

1. При значенні наруги визначеному за формулою (5.2), наприклад, 56кВ намічаються 2 варіанти з однаковою схемою електропостачання, на різних напругах (рис. 5.1-Т):

варіант І: U = 35 кВ;

варіант ІІ: U = 110 кВ.

У даній схемі на районній підстанції встановлено вимикач QF1, а також роз’єднувачі QS1 i QS2.

На ГПП підприємства встановлено таке електрообладнання: QS3 - роз’єднувач, QS4 - відокремлювач, QK - коротко замикач, TV - силовий понижуючий трансформатор, QF2 - масляний вимикач.

Вимкнути лінію можна вимикачами QF1, QF2, а також роз’єднувачем QS3 при знятому навантаженні. Короткозамикач зовнішнього QK при пошкодженні на виходах силового трансформатора TV електропостачання надсилає імпульс на вимикання вимикача QF1. Такі схеми зовнішнього електропостачання застосовуються при напругах 35 -220кВ.

 

2. Призначені напруги до 35 кВ порівнюються дві різні схеми на одній і тій самій напрузі – 35 кВ (рис. 5.2-Т).

 

 

 
 

Рис. 5.2-Т. Схема електропостачання ГПП з вимикачем (а) і без вимикача (б) на стороні вищої напруги

 

Головна знижувальна підстанція підприємства отримує живлення від районної підстанції по лінії електропередачі напругою 35 кВ. Лінія підключається до районної підстанції вимикачем і роз’єднувачами QS2 i QS1. На ГПП встановлено понижуючий силовий трансформатор TV. Принципова різниця двох схем полягає в установленні електрообладнання з боку найвищої напруги трансформатора: може бути встановлено вимикач (варіант 1, рис. 5.2-Т) або ОРУ може складатися з роз’єднувача QS3, відокремлювача QS4 і коротко замикача QK (варіант ІІ, рис. 5.2-Т, б). На сучасних підстанціях переважно застосовується друга схема як надійна, проста і маловартісна.

Для споживачів І і ІІ категорій, для яких у схемі електропостачання передбачено два ланцюги, у техніко-економічному розрахунку береться один. Електрообладнання яке входить до складу двох порівнюваних варіантів, у техніко-економічних розрахунках не враховується.

 


Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями:  



Сейчас читают про: