2020-01-14
204
Согласно заданию питание осуществляется от подстанции неограниченной мощностью, на которой установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью по 100 МВА, напряжением 230/115/37 кВ. Трансформаторы работают раздельно. Расстояние от подстанции до завода 16км. Таким образом, существует два варианта по выбору питающего напряжения. Произведем сравнение обоих вариантов.
Оценим по эмпирической формуле Стилла величину нестандартного напряжения:
При питании от подстанции энергосистемы:
где l – длина линии, км;
Pp – передаваемая расчетная мощность, кВт;
Из стандартного ряда напряжений выбираем два ближащих значения: 110 кВ и 35 кВ. Так как имеются потребители I и II категории, то принимаем питание по двухцепной ВЛ.
Расчетный ток при напряжении 35 кВ:
А.
где Sp – полная расчетная мощность, кВА;
n – количество линий;
По величине расчетного тока Iр и экономической плотности тока jэ, определяется приближённое сечение проводов ВЛ. Экономическая плотность тока находится по продолжительности использования максимума нагрузки Т мах= 4345 ч, из литературы [1] jэ= 1,1 А/мм2
|
|
|
мм2;
Из литературы [7 таблица П3.3] выбираем провод марки АС – 120 у которого длительно допустимый ток равен Iдоп =390 А, удельные активные и индуктивные сопротивления 
Ом/км, 
Ом/км.
Выбранное сечение провода необходимо проверить на: а) допустимость к нагреву током форсированного режима; б) величину допустимых потерь напряжения.
Проверка по нагреву сводится к сравнению форсированного тока линии с допустимым:
,,А.
, А(выполняется);
Проверка по потерям напряжения выполняется по формуле:
%
Аналогичный расчет делаем и для напряжения 110 кВ. Результаты расчетов сведем в таблицу 5.
Таблица 5 – Выбор сечения проводов, проверка по падению напряжения.
 , кВ
|  , А
|  , А
|  , мм2
| Марка провода |  , Ом/км
|  , Ом/км
| l, км |  , %
|
| 35 | 120.06 | 240.11 | 109.14 | АС-120 | 0.27 | 0.4 | 16 | 1.58 |
| 110 | 38.20 | 76.40 | 34.73 | АС-70 | 0.46 | 0.43 | 16 | 0.31 |
Подсчитаем затраты на электроснабжение при напряжении 35 и 110 кВ.
Используем укрупненные данные 1989 года с учетом увеличения цен в 100 раз.
Приведенные затраты, тыс. руб/год.:
, тыс. руб/год
где рн – нормативный коэффициент экономической эффективности, рн = 0,12 литературы [].
К – капиталовложения, тыс. руб.
И – годовые эксплуатационные расходы, руб/год.
Капиталовложения будут равны:
,
где Ккомм.аппар. – капиталовложения на высоковольтные коммутационные аппараты, тыс. руб,
Клин – капиталовложения в сооружения линии, тыс. руб,
Ктр – капиталовложения на силовой трансформатор, тыс. руб.
Питание осуществляется по двуцепной линии, опоры металлические с двухцепной подвеской цепей. Упрощеная схема внешнего электроснабжения предприятия приведена на рисунке 4.
|
|
|
Рисунок 4 – Упрощеная схема внешнего электроснабжения завода продольно-строгальных станков.
Из литературы [5,таблица 5.2] находим, что стоимость ОРУ с элегазовыми выключателями на напряжение 110 кВ составляет 3200 тыс. руб., стоимость сооружения 1 км двухцепной сталеалюминевой воздушной линии проводами марки АС-70 на железобетонных опорах на 110 кВ равна 1500 тыс. руб, [5,таблица 10.15]. Стоимость силового трансформатора напряжением 110/10 кВ и мощностью 10МВА равна 4360 тыс. руб. [5, таблица 3.6].
, тыс. руб.;
Стоимость ОРУ с элегазовыми выключателями на напряжение 35 кВ составляет 2500 тыс. руб, стоимость сооружения 1 км двухцепной сталеалюминевой воздушной линии проводами марки АС-120 на металлических опорах на 35 кВ равна 1360 тыс. руб, [5,таблица 10.15]. Стоимость силового трансформатора напряжением 35/10 кВ равна 3200 тыс. руб. [5, таблица 3.6].
, тыс. руб.;
Годовые эксплуатационные расходы:
,
где Иэ – расходы на потери электроэнергии в данной установке, руб/год,
Иа – амортизационные отчисления, руб/год,
Ио – расходы на обслуживание электроустановки, руб/год., этот вид расходов изменяются незначительно, поэтому им можно пренебречь.
Линия 110 кВ:
Расходы на потери электроэнергии вычисляются по формуле:
Для линий: 
,тыс.руб/год;
,где ДSmax – потери активной мощности в электроустановке при максимальной нагрузке на напряжение 110кВ
, кВА
Для трансформаторов:
где ДPхх – потери холостого хода для трансформатора ТДН-10000/110.
ДPхх =18, кВт из литературы [].
ДPкз – потери короткого замыкания для трансформатора ТДН-10000/110
ДPкх =68, кВт из литературы [].
ф – время наибольших потерь, ч, ф = 2638 часов, из литературы [],
Со – стоимость энергии, Со= 0,00018 тыс.руб/кВА.
Амортизационные отчисления вычисляются по формуле:
;
где Ка – норма амортизационных отчислений, для линий Ка =0,05, для трансформаторов Ка =0,09 из литературы [5,таблица 5.2],
тыс.руб/год;
тыс.руб/год; 
тыс.руб/год;
Приведенные затраты на электроснабжение, при напряжении 110 кВ:
тыс.руб/год;
Линия 35 кВ:
Для линий: 
,тыс.руб/год;
,где ДSmax – потери активной мощности в электроустановке при максимальной нагрузке на напряжение 35кВ
, кВА
Для трансформаторов:
где ДPхх – потери холостого хода для трансформатора ТДН-10000/35.
ДPхх =14.5, кВт из литературы [].
ДPкз – потери короткого замыкания для трансформатора ТДН-10000/35
ДPкх =65, кВт из литературы [].
тыс.руб/год;
тыс.руб/год;
тыс.руб/год;
Тогда приведенные затраты на электроснабжение при напряжении 35 кВ:
тыс.руб/год;
Результаты расчетов сведем в таблицу 6.
Таблица 6 – Выбор уровня напряжения внешнего электроснабжения.
| Уровень напряжения, кВ | Капитальные вложения К, тыс.руб. | Издержки И, тыс.руб. | Приведенные затраты З,тыс.руб. |
| 35 | 30660 | 1860 | 5539 |
| 110 | 35920 | 2200 | 6510 |
По приведенным затратам выбираем наиболее выгодный уровень напряжения 35кВ.
Выбор мощности трансформаторов ГПП и места их установки
Среди цехов завода продольно-строгальных станков приобладают цеха первой и второй категории, поэтому принимаем число трансформаторов равное двум.
Выбор двухтрансформаторной подстанции производиться по условию:
Принимаем мощность трансформатора марки ТДН-10000/35/10,5
Для установки на ГПП выбираем трансформатор марки ТДН-10000/35/10,5. Для обеспечения требуемой надёжности на ГПП предусматриваем установку двух трансформаторов данной марки. Данный вид выбранного трансформатора предусматривает возможное увеличение потребляемой мощности предприятия, а следовательно и снижение затрат при замене их более мощными.
|
|
|
Для строительства ГПП выбираем свободную территорию с учетом того, чтобы она была как можно ближе к центру электрических нагрузок завода. Под строительство подстанции отведем площадь размерами 50х40 м.Место расположения ГПП указана на рисунке 5.
Рисунок 5 – Место расположения ГПП на генплане завода продольно-строгальных станков
