Рис. 6. Картограмма электрических нагрузок точкой А на картограмме обозначим координаты центра электрических нагрузок завода.

Выбор рационального напряжения

При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий важным вопросом является выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку их значения определяют параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Рациональное построение системы электроснабжения во многом зависит от правильного выбора напряжения системы питания и распределения электроэнергии.

Для определения приближенного значения рационального напряжения в проектной практике обычно используют следующие выражения:

 (2.9.1)

где  - значение расчетной нагрузки завода, МВт; l – расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км.

Для рассматриваемого предприятия они будут равны:

Далее, намечают два ближайших значения стандартных напряжений (одно меньше , а другое больше ) и на основе ТЭР окончательно выбирают напряжение питания предприятия.

Варианты стандартных значений напряжения: 35 кВ и 110 кВ.

Так как, под рациональным напряжением  понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат, определяют приведенные затраты для каждого из вариантов.

Согласно методике, изложенной в главе 1.1, приведенные затраты определяются по выражению (1.1.1), руб/год,

Народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения У будет определен позже, после расчета надежности схем питания. Для выбора рационального напряжения необходимо определить лишь капитальные вложения в строительство и стоимость потерь энергии.

Отчисления от капитальных вложений определяются по выражению (1.1.4), руб/год

Нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для новой техники принимают равным ЕН = 0,15 о.е./год.

Для воздушных линий 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах суммарные издержки на амортизацию и обслуживание равны  [8]. Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ  [8].

Сравнение производят для следующей схемы:

Рис. 8. Схема электроснабжения для расчета рационального напряжения

Капитальные затраты К, необходимые для осуществления электропередачи от источников питания к приемникам электроэнергии, зависят от передаваемой мощности S, расстояния l между источником питания и местом потребления или распределения.

Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения выражают формулой:

 (2.9.3)

где КЛ — капитальные затраты на сооружение воздушных и кабельных линий; ; КЛ0 — стоимость сооружения 1 км линий; l — длина линии; КОБ — капитальные затраты на приобретение оборудования (выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, измерительных трансформаторов, реакторов, шин, разрядников, силовых трансформаторов и т. п.).

Определяют сначала капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 110 кВ.

Находят КЛ110. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 110 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой.

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах:

 (2.9.4)

 (2.9.5)

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока:

Для коксохимического завода : Тма = 6000-8000 ч., Тмр = 7662ч. [10]. Следовательно jэк = 1 А/мм2 [9].

 (2.9.6)

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-95/16. Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву (по допустимому току) в нормальном и послеаварийном режимах согласно условию Iпар ≤ Iд , по потерям напряжения U и потерям на коронный разряд.

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева:

По ПУЭ допустимый предельный ток для провода на 110 кВ сечением 95/16 мм2 равен 330 А, следовательно Iпар = 165 А < Iд = 330 А. Сечение по данному условию подходит.

4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах:

 (2.9.7)

 (2.9.8)

 (2.9.9)

Удельные сопротивления для провода АС-95/16 равны r0 = 0,306 Ом/км и xо = 0,434 Ом/км [18]. По формуле (2.9.7):

5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать.

Стоимость ВЛЭП 110 кВ с проводами марки АС-95/16 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [8]. Учитывая, что длина линии , получают

Стоимость сооружения аналогичной линии в современных условиях (ценах 2002г.) составляет [Приложение 3].

Находят коэффициент пересчета для ВЛЭП по формуле (1.1.6):

Находят КОБ110. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 110 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 – QS8).

Так как на предприятии имеются потребители II категории, то устанавливают двухтрансформаторную подстанцию.

Мощность трансформаторов определяют по суточному графику нагрузки (рис. 6). Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность по формуле:

 (2.9.10)

Определяют мощность одного трансформатора:

 (2.9.11)

Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения ТРДН – 25000/110 [8] (Sном = 25 МВА; Uвн = 115 кВ; Uнн = 6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5 кВ; Pх = 25 кВт; Pк = 120 кВт; Uк = 10,5%; Iх = 0,65%) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку.

Коэффициент предварительной загрузки:

 (2.9.12)

Коэффициент максимума:

 (2.9.13)

Коэффициент перегрузки:

 (2.9.14)

По кривым зависимости коэффициентов К1 и К2 согласно [2] определяют К2’. Получают К2’ = 1,4 » К2 = 1,14

Трансформатор в нормальном режиме недогружен, но с учетом развития предприятия в дальнейшем и с учетом погрешности вычислений, принимают трансформатор ТРДН – 25000/110.

Согласно Приложению 18 современная стоимость подобного трансформатора составляет

Находят коэффициент пересчета для силовых трансформаторов.

Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 110 кВ мощностью SНОМ = 25 МВА, равна [8].

Отсюда, определяют коэффициент пересчета по формуле (1.1.6):

Затем определяют КВ110. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-110Б-40/2000У1 [6].

().

Его стоимость равна

Определяют коэффициент пересчета на примере воздушного выключателя с электромагнитным приводом ВВЭ-10-20/1600У3. В 1984 году он стоил  [6], а в 2002 году:  [Приложение 17].

Отсюда, по формуле (1.1.6):

Следовательно, современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1 по формуле (1.1.7), составляет:

Определяют КР110. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) [20].

().

Его стоимость равна

Определяют коэффициент пересчета на примере разъединителя внутренней установки фигурного с заземляющими ножами РВФЗ-10/1000.

Так, выбранный разъединитель с приводом РВФЗ-10/1000 в 1984 году стоил  [20], а в 2002 году:  [Приложение 13].

Отсюда, по формуле (1.1.6):

Следовательно, современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) по формуле (1.1.7), равна:

Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 110 кВ КОБ110, определяются по формуле:

 (2.9.15)

Далее определяют капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ.

Находят КЛ35. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 35 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой.

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (2.9.4) и (2.9.5):

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.

Для коксохимического завода : Тма = 6000-8000 ч., Тмр = 7662ч. [10]. Следовательно jэк = 1 А/мм2 [9].

Отсюда, по формуле (2.9.6):

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-300/39 (по условиям короны).

Уже на данном этапе расчета можно сделать вывод о невыгодности применения ВЛЭП на 35 кВ, поскольку провод такого сечения на данное напряжение на практике никогда не применяется. Но для продолжения рассмотрения примера ТЭР, принимают допустимую перегрузку линии в аварийном режиме равной 1,45 [19]. Тогда сечение линии должно соответствовать пропускаемой мощности Sn:

 (2.9.16)

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (2.9.4) и (2.9.5):

;

.

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.

Как известно, для коксохимического завода : Тма = 6000-8000 ч., Тмр = 7662ч. [10]. Следовательно jэк = 1 А/мм2 [9].

Отсюда, по формуле (2.9.6):

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-150/24 (по условиям короны).

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева.

По ПУЭ [9] допустимый предельный ток для провода на 35 кВ сечением 150/24 мм2 равен 450 А, следовательно Iпар = 357,65 А < Iд = 450 А. Сечение по данному условию подходит.

4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (2.9.7), (2.9.8) и (2.9.9):

Удельные сопротивления для провода АС-150/24 равны r0 = 0,198 Ом/км и xо = 0,406 Ом/км [18]. По формуле (2.9.7):

5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать.

Стоимость ВЛЭП 35 кВ с проводами марки АС-150/24 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [8].

Используя найденный ранее коэффициент пересчета , по формуле (1.1.7) определяют, что современная стоимость данной ВЛЭП 35 кВ длинной l = 7 км будет составлять:

Находят КОБ35. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 35 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 – QS8).

Так как на предприятии имеются потребители II категории, то также, как и в предыдущем случае, устанавливают двухтрансформаторную подстанцию.

Мощность трансформаторов определяем по суточному графику нагрузки (рис. 6). Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность по формуле (2.9.10):

Определяют мощность одного трансформатора по формуле (2.9.11):

Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения для систем собственных нужд электростанций ТРДНС – 25000/35 [8] (Sном = 25 МВА; Uвн = 36,75 кВ; Uнн = 6,3/6,3; Pх = 25 кВт; Pк = 115 кВт; Uк = 10,5%; Iх = 0,65 %) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку. Трансформатор ТРДНС-25000/35 не может применяться для установки на подстанциях, поскольку он предназначен для систем собственных нужд электростанций. Это говорит о неприемлемости варианта системы питания на напряжение 35 кВ. Однако, для примера ТЭР, продолжают расчет.

Коэффициент предварительной загрузки по формуле (2.9.12):

Коэффициент максимума по формуле (2.9.13):

Коэффициент перегрузки по формуле (2.9.14):

По кривым зависимости коэффициентов К1 и К2 согласно [2] определяют К2’. Получают К2’ = 1,4 » К2 = 1,14

Трансформатор находится на границе зоны систематической перегрузки (К2<1,5), но с учетом погрешности вычислений и возможности отключения потребителей III категории в летнее время при больших температурах окружающей среды в аварийном режиме, принимают трансформатор ТРДНС – 25000/35.

Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 35 кВ мощностью SНОМ = 25 МВА, равна [8].

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета  на цены 2002 года, получают, что капиталовложения в трансформатор по формуле (1.1.7) составят:

Затем находят КВ35. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 [6].

().

Его стоимость равна

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета , современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 по формуле (1.1.7), равна:

Определяют КР35. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-35/1000У1 [20].

().

Его стоимость равна

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета , современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-35/1000У1 по формуле (1.1.7), равна:

Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 35 кВ КОБ35 по формуле (2.9.15), равны:

Далее переходят к нахождению стоимости потерь энергии. Стоимость потерь энергии для линии и для оборудования (трансформатора) рассчитывается отдельно.

Стоимость потерь энергии для линий определяется по выражению (1.1.8), руб/год,

здесь I — максимальный ток в линии, А. Потери энергии будем для простоты определять без учета ежегодного роста нагрузки. Для линии 35 кВ

, а для линии 110 кВ -

R —активное сопротивление линий, Ом. Для линии 35 кВ , для линии 110 кВ .

t — время максимальных потерь, ч/год [определяется по заданному числу часов использования максимума Тмакс (см. 8, рис. 6.1)]. Для коксохимического завода , как уже отмечалось ранее,  [10]. Используя указанную зависимость  для любых значений  находят, что .

сЭ — стоимость 1 кВт×ч потерь энергии по замыкающим затратам, руб/(кВт×ч). Величина сЭ в общем случае зависит от t .

Согласно основным методическим положениям технико-экономических расчетов в энергетике стоимость потерь энергии по замыкающим затратам принята равной средней в энергосистеме себестоимости электроэнергии, отпущенной с шин новых конденсационных электростанций.

На современном этапе принимают .

Итак, стоимость потерь энергии для линии 35 кВ по формуле (1.1.8):

.

Стоимость потерь энергии для линии 110 кВ по формуле (1.1.8):

.

Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов определяется по выражению (1.1.10), руб/год,

здесь n — число трансформаторов в группе. В данном случае для обоих вариантов напряжения n = 2.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14