151139 (Электрические нагрузки ремонтно-механического цеха), страница 8
Описание файла
Документ из архива "Электрические нагрузки ремонтно-механического цеха", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "физика" из , которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "остальное", в предмете "физика" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "151139"
Текст 8 страницы из документа "151139"
Таким образом, суммарные приведенные затраты, при выбранных оптимальных сечениях кабелей и прочих равных условиях составят:
Таблица 8.9
Результаты расчета затрат для оптимального варианта “10 кВ”
Сравниваемые участки | Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е./год |
ЗП 10кВ | |
затраты на линии W1-W13 | 3,0648 |
затраты на КТП 10/6 кВ | 3,433 |
затраты на линиию W14 (ГПП-ЦРП) | 12,781 |
затраты на прокладку кабельных линий | 0,703 |
Итого: | 19,982 |
8. Выбор оптимального варианта внешнего электроснабжения
8.1 Выбор оптимального напряжения
Предварительный выбор напряжения системы внешнего электроснабжения проведем с учетом мощности субабонента, протекающей через трансформаторы ГПП.
Неизвестно, применяет ли субабонент систему компенсации реактивной мощности на стороне низкого напряжения 0,38кВ цеховых подстанций. Поэтому в расчетной мощности трансформаторов ГПП учитываем реактивные нагрузки мощности субабонента, приближенно оцененные по данным, полученным из расчета данного проектируемого предприятия. То-есть примем коэффициент мощности субабонента равным коэффициенту мощности проектируемого предприятия:
cosсуб = cosз =Pз/Sз
cosсуб = cosз =14548,1/18092,4= 0,804
Для определения напряжения системы внешнего электроснабжения согласно рекомендациям из [2] (l<250км, Р<60 МВт) воспользуемся формулой Cтилла по [2]:
, (9.1)
где l- длина питающей линии, км (l = 60 км)
Р- передаваемая мощность, учитывающая мощность субабонентов Sсуб=32 MВА
Р = Sсуб + Sз
Pсуб = Sсуб * cosз = 37 *0,805 = 30 MВт
Qсуб = Sсуб * sinз = 37 *0,514 = 19,028 мваp
Р = Рсуб + Р З = Pсуб + РЗ = 30+14,548 = 44,545 MВт
Q = Qсуб = 19,028 мвар
Предполагаем полную компенсацию реактивной мощности субабонента:
SР = = = 44,545 МВА
напряжения системы внешнего электроснабжения согласно формуле (9.1):
= 115,175 кВ.
Проанализируем три варианта исполнения системы внешнего электроснабжения:
Uном = 35 кВ
Uном = 110 кВ
Uном = 220 кВ
8.2 Выбор оптимального варианта главной понизительной подстанции(ГПП)
Выбор производится по условию минимума приведенных затрат в общем для разных вариантов напряжения и по минимуму приведенных затрат для трансформаторов, и методу экономических интервалов для ВЛ одного напряжения.
Поочередно рассмотрим варианты U=35кВ, U=110кВ и U=220кВ
8.2.1 Технико- экономический расчет варианта U=35 кВ
Номинальная мощность каждого трансформатора ГПП 2-ух трансформаторной подстанции принимают равной 0,7 от прогнозируемого расчетного максимума нагрузки подстанции
Намечаем три варианта мощности трансформаторов с учетом нагрузочной способности:
2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА,
Справочные данные трансформаторов взяты в соответствие с 6,приведены в табл.9.1
Таблица 9.1. Справочные данные трансформаторов
Тип | Sном MB- A | Пределы регулирования | Каталожные данные | Расчетные данные | ||||||||
Uном обмоток, кВ | uк % | Pк, кВт | Pх, кВт | I, % | RT, Ом | ХT, Ом | Qх, кВт | Ко, тыс у е | ||||
ВН | HH | |||||||||||
ТРДНС-25000/35 | 25 | ±8X1,5% | 36,75 | 2х10,5 | 9,5 | 115 | 25 | 0,5 | 0,25 | 5,1 | 125 | 77 |
ТРДНС-32000/35 | 32 | ±8X1,5% | 36,75 | 2х10,5 | 11,5 | 145 | 30 | 0,45 | 0,19 | 4,8 | 144 | 86 |
ТРДНС-40000/35 | 40 | ±8X1,5% | 36,75 | 2х10,5 | 11,5 | 170 | 36 | 0,4 | 0,14 | 3,9 | 160 | 96 |
Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим
ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при Pср= 9813,91 МВА:
(9.2)
По номограмме рис. 27.6 [3,29] при kЗ.Г.=0,675 и продолжительности максимума tmax= 3 ч/сут. определяем допустимую систематическую перегрузку трансформаторов в соответствии с суточным графиком нагрузки:
. (9.3)
За счёт неравномерности годового графика нагрузки (недогрузки в летние месяцы) может быть допущена дополнительная перегрузка трансформаторов в размере
. (9.4)
Определяем сумму допустимых перегрузок трансформаторов в нормальном режиме при максимальной нагрузке завода:
(9.5)
Так как допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем
. (9.6)
2. Нормальный режим.
Коэффициент загрузки в часы максимума:
; (9.7)
Вариант 1:
КЗ1 = 44,545 / 2*25 = 0,891
Вариант 2:
КЗ2 = 44,545/ 2*32= 0,696
Вариант 3:
КЗ3 = 44,545/ 2*40=0,557
С точки зрения работы в нормальном режиме приемлемы все варианты.
Впервом варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода,поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:
Sдоп max =1,3*2*25 = 65 44,545 МВА
3. Послеаварийный режим
Проверяем возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%):
Вариант 1:
1,4* Sном.т =1,4*25=35 МВА. т. е.(35/44,545)*100%= 78,57%
Вариант 2:
1,4*32 =44,8 МВА. (44,8 /44,545)*100%= 100,57%
Вариант 3:
1,4*40= 56 МВА, т. е. (56/ 44,545)*100%= 125,7%
При отключении одного из трансформаторов оставшийся в работе должен пропустить всю потребляемую мощность. Суммарная мощность потребителей I-ой категории - (ЭП №11, №19, №20, №21) составляет РI=4178,26 кВт = 28,7%).
Суммарная мощность ЭП III–ой категории составляет РIII=1462,2 кВт=10,1%).
Т.о. нагрузка по предприятию преимущественно II – ой категории РII= 61,2%
Предполагая наличие потребителей I-ой, II–ой, III–ей категории у субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки ГПП будет равна:
РI = 28,7%; РII = 61,2%; РIII = 10,1%
Для первого варианта допустим временный перерыв в питании потребителей III –ей и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.
Значит трансформаторы смогут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.
4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.
Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по (5.2)-(5.10).
Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.
Вариант 1.
; квар;
квар;
;
кВт;
кВт.
Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:
; кВт,
в двух параллельно работающих трансформаторах:
кВт; кВт,
здесь kз0,5- новый коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.
Вариант 2.
квар;
квар;
кВт;
кВт;
кВт;
кВт.
Вариант 3.
квар; квар;
кВт; кВт;
кВт;
кВт.
Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по формуле (9.8) [3,42]:
; (9.8)
=12,927 МВА;
= 15,217 МВА;
= 18,76 МВА;
На первом этапе целесообразна работа одного из трансформаторов при работе на первых ступенях графика нагрузки при коэффициенте загрузки (КЗ). Далее, при определенной нагрузке и соответствующем коэффициенте загрузки (КЗ0,5) трансформаторы работают параллельно.При этом переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины “мощности перехода”, найденной по формуле (9.8).
Определяем коэффициенты загрузки трансформатора в обоих случаях для каждой ступени по вариантам, в зависимости от приведенных потерь мощности при – КЗ или – КЗ 0,5 и заносим в табл. 9.2. Далее определяются потери электроэнергии в трансформаторах для каждой ступени графика по формуле:
кВт*ч/год,
кВт*ч,
Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии сведены в табл.9.2.
Таблица 9.2. Результаты расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (35кВ)
№ ступени | Нагрузка, S | Продол-жительность ступени, tст, | kз | kз0,5 | Продолжитель-ность ступени, t’ст, | Потери мощности, P, | Потери ЭЭ, W, |
МВА | % | час в году | кВт | кВт*ч | |||
2х25 МВА | |||||||
1 | 14,700 | 33 | - | 0,294 | 2555 | 102,908 | 262930,0 |
2 | 22,273 | 50 | - | 0,445 | 730 | 155,264 | 113342,7 |
3 | 28,954 | 65 | - | 0,579 | 365 | 219,271 | 80034,0 |
4 | 31,182 | 70 | - | 0,624 | 365 | 244,317 | 89175,9 |
5 | 33,409 | 75 | - | 0,668 | 365 | 271,219 | 98994,9 |
6 | 35,636 | 80 | - | 0,713 | 1095 | 299,976 | 328473,6 |
7 | 37,418 | 84 | - | 0,748 | 730 | 324,317 | 236751,5 |
8 | 40,091 | 90 | - | 0,802 | 730 | 363,055 | 265030,5 |
9 | 42,318 | 95 | - | 0,846 | 730 | 397,378 | 290086,0 |
10 | 44,545 | 100 | - | 0,891 | 1095 | 433,556 | 474743,9 |
2811,26 | 2239563,0 | ||||||
2х32 МВА | |||||||
1 | 14,700 | 33 | 0,459 | - | 2555 | 106,63 | 272429,3 |
2 | 22,273 | 50 | - | 0,348 | 730 | 154,09 | 112485,7 |
3 | 28,954 | 65 | - | 0,452 | 365 | 209,08 | 76312,8 |
4 | 31,182 | 70 | - | 0,487 | 365 | 230,59 | 84166,2 |
5 | 33,409 | 75 | - | 0,522 | 365 | 253,70 | 92601,4 |
6 | 35,636 | 80 | - | 0,557 | 1095 | 278,41 | 304855,0 |
7 | 37,418 | 84 | - | 0,585 | 730 | 299,32 | 218501,5 |
8 | 40,091 | 90 | - | 0,626 | 730 | 332,60 | 242794,8 |
9 | 42,318 | 95 | - | 0,661 | 730 | 362,08 | 264319,1 |
10 | 44,545 | 100 | - | 0,696 | 1095 | 393,16 | 430510,2 |
2619,66 | 2098976,1 | ||||||
2х40 МВА | |||||||
1 | 14,700 | 33 | 0,3675 | - | 2555 | 98,02 | 250444,7 |
2 | 22,273 | 50 | 0,5568 | - | 730 | 168,02 | 122651,7 |
3 | 28,954 | 65 | - | 0,362 | 365 | 192,79 | 70369,7 |
4 | 31,182 | 70 | - | 0,390 | 365 | 209,54 | 76480,5 |
5 | 33,409 | 75 | - | 0,418 | 365 | 227,52 | 83044,1 |
6 | 35,636 | 80 | - | 0,445 | 1095 | 246,74 | 270180,9 |
7 | 37,418 | 84 | - | 0,468 | 730 | 263,01 | 191998,4 |
8 | 40,091 | 90 | - | 0,501 | 730 | 288,91 | 210901,4 |
9 | 42,318 | 95 | - | 0,529 | 730 | 311,85 | 227649,8 |
10 | 44,545 | 100 | - | 0,557 | 1095 | 336,03 | 367955,2 |
2242,3 | 1871676,3 |
Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:
тыс у е
тыс у е
28,075тыс у е
Суммарные затраты:
З1 = 2*77*(0,125+0,064+0,03) + 33,593= 67,319 тыс. у.е.
З2 = 2*86*(0,125+0,064+0,03) + 31,484= 69,152 тыс. у.е.
З3 = 2*96*(0,125+0,064+0,03) + 28,075= 70,123 тыс. у.е.
Таким образом более экономичным является вариант с трансформаторами 25000 кВА.,
Итоговые затраты варианта 35 кВ кВ:
З35 = 67,319 тыс.у.е.
8.2.2 Технико-экономический расчет варианта U=110 кВ
Намечаем три варианта мощности трансформаторов:
2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА,
Таблица 9.3. Справочные данные трансформаторов 110кВ
Тип | Sном MB- A | Пределы регулирования | Каталожные данные | Расчетные данные | |||||||||
Uном обмоток, кВ | uк % | Pк, кВт | Pх, кВт | I, % | RT, Ом | ХT, Ом | Qх, кВт | Ко, тыс у е | |||||
ВН | HH | ||||||||||||
ТРДЦН-25000/110 | 25 | ±9х1,78% | 115 | 11; | 10,5 | 120 | 27 | 0,7 | 2,54 | 55,9 | 175 | 84 | |
ТД-40000/110 | 40 | ±2x2,5% | 121 | 10,5 | 10,5 | 160 | 50 | 0,65 | 1,46 | 38,4 | 260 | 109 | |
ТРДЦН-63000/110 | 63 | ±9x 1,78% | 115 | 10,5; | 10,5 | 260 | 59 | 0,6 | 0,87 | 22 | 378 | 136 |
1.-Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим
ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при Pср= 9813,91 МВА:
Далее в соответствии с формулами (9.3)-(9.7) пункта 9.1
Так-же как и в предыдущем пункте 9.1, допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем
.
2. Нормальный режим.
Коэффициент загрузки в часы максимума:
;
Вариант 1:
КЗ1 = 44,545 / 2*25 = 0,891
Вариант 2:
КЗ2 = 44,545 / 2*40= 0,557
Вариант 3:
КЗ3 = 44,545 / 2*63=0,354
С точки зрения работы в нормальном режиме с учетом систематической перегрузки приемлемы все варианты.
В первом варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода, поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:
Sдоп max =1,3*2*25 = 65 44,545 МВА
3. Послеаварийный режим
Проверяем возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%):
Вариант 1:
1,4*25 =35 МВА. (35/44,545)*100%= 78,57%
Вариант 2:
1,4*40 =56 МВА. (56/44,545)*100%= 125,71%
Вариант 3:
1,4*63= 88,2 МВА, (88,2/ 44,545)*100%= 198%
Предполагая наличие потребителей I-ой, II–ой, III–ей категории у субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки ГПП будет равна:
РI = 28,7%
РII = 61,2%
РIII = 10,1%
Для первого варианта допустим временный перерыв в питании потребителей III –ей
и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.
Значит трансформаторы смогут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.
4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.
Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формуле (9.8) [3,42]:
Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.
Вариант 1.
; квар;
квар;
;
кВт;
кВт.
Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:
; кВт,
в двух параллельно работающих трансформаторах:
кВт; кВт,
здесь kз0,5- новый коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.
Вариант 2.
квар; квар;
кВт;
кВт;
кВт;
кВт.
Вариант 3.
квар; квар;
кВт;
кВт;
кВт;
кВт.
Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по (9.8) [3,42]:
;
=13,336 МВА;
= 23,34МВА;
= 32,35МВА;
Переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины “мощности перехода”, найденной по формуле (9.8). Потери электроэнергии на первой ступени S1=14,7 МВА составят:
кВт*ч/год,
кВт*ч/год,
Результаты расчёта по определению годовых потерь мощности и энергии по варианту (110 кВ)сведены в табл 9.4.
Таблица 9.4. Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (110кВ)
№ ступени | Нагрузка, S | Продол-жительность ступени, tст, | kз | kз0,5 | Продолжитель-ность ступени, t’ст, | Потери мощности, P, | Потери ЭЭ, W, |
МВА | % | час в году | КВт | кВт*ч | |||
2 по 25 МВА | |||||||
1 | 14,700 | 33 | - | 0,294 | 2555 | 114,933 | 293654,335 |
2 | 22,273 | 50 | - | 0,445 | 730 | 171,209 | 124982,508 |
3 | 28,954 | 65 | - | 0,579 | 365 | 240,008 | 87602,9445 |
4 | 31,182 | 70 | - | 0,624 | 365 | 266,929 | 97429,2582 |
5 | 33,409 | 75 | - | 0,668 | 365 | 295,845 | 107983,447 |
6 | 35,636 | 80 | - | 0,713 | 1095 | 326,755 | 357796,532 |
7 | 37,418 | 84 | - | 0,748 | 730 | 352,918 | 257630,463 |
8 | 40,091 | 90 | - | 0,802 | 730 | 394,557 | 288026,527 |
9 | 42,318 | 95 | - | 0,846 | 730 | 431,449 | 314957,905 |
10 | 44,545 | 100 | - | 0,891 | 1095 | 470,336 | 515017,55 |
|
|
|
|
|
| 3064,94 | 2445081,47 |
2 по 40 МВА | |||||||
1 | 14,700 | 33 | 0,3675 | - | 2555 | 142,78 | 364810,2 |
2 | 22,273 | 50 | 0,5568 | - | 730 | 192,61 | 140608,8 |
3 | 28,954 | 65 | - | 0,362 | 365 | 222,93 | 81370,9 |
4 | 31,182 | 70 | - | 0,390 | 365 | 238,42 | 87023,5 |
5 | 33,409 | 75 | - | 0,418 | 365 | 255,05 | 93094,8 |
6 | 35,636 | 80 | - | 0,445 | 1095 | 272,84 | 298754,3 |
7 | 37,418 | 84 | - | 0,468 | 730 | 287,89 | 210156,5 |
8 | 40,091 | 90 | - | 0,501 | 730 | 311,84 | 227641,8 |
9 | 42,318 | 95 | - | 0,529 | 730 | 333,06 | 243134,0 |
10 | 44,545 | 100 | - | 0,557 | 1095 | 355,43 | 389195,5 |
|
|
|
|
|
| 2612,9 | 2135790,5 |
2 по 63 МВА | |||||||
1 | 14,700 | 33 | 0,2333 | - | 2555 | 110,06 | 281209,4 |
2 | 22,273 | 50 | 0,3535 | - | 730 | 151,73 | 110766,3 |
3 | 28,954 | 65 | 0,4596 | - | 365 | 202,68 | 73978,4 |
4 | 31,182 | 70 | 0,4949 |
| 365 | 222,62 | 81254,9 |
5 | 33,409 | 75 |
| 0,265 | 365 | 238,86 | 87185,4 |
6 | 35,636 | 80 |
| 0,283 | 1095 | 250,31 | 274087,7 |
7 | 37,418 | 84 | - | 0,297 | 730 | 260,00 | 189796,7 |
8 | 40,091 | 90 | - | 0,318 | 730 | 275,41 | 201050,9 |
9 | 42,318 | 95 | - | 0,336 | 730 | 289,07 | 211022,3 |
10 | 44,545 | 100 | - | 0,354 | 1095 | 303,47 | 332299,0 |
|
|
|
|
|
| 2304 | 1842651,2 |
Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:
= 36,766тыс у е
= 32,0369тыс у е
= 27,64тыс у е
Суммарные затраты:
З1 = 2*84*(0,125+0,064+0,03) + 36,766 = 73,558 тыс. у.е.
З2 = 2*109*(0,125+0,064+0,03) + 32,0369= 79,779 тыс. у.е.
З3 = 2*136*(0,125+0,064+0,03) + 27,64 = 87,21 тыс. у.е.
Таким образом более экономичен вариант 110кВ 2х25000 кВА., З110 = 73,558 тыс.у.е.
8.2.3 Технико-экономический расчет варианта U=220 кВ
Намечаем два варианта мощности трансформаторов:
2*40 МВА, 2*63 МВА,
Принимаем по таблице[3] следующие трансформаторы:
Таблица 9.5. Справочные данные трансформаторов
Тип | Sном MB- A | Пределы регулирования | Каталожные данные | Расчетные данные | |||||||||
Uном обмоток, кВ | uк % | Pк, кВт | Pх, кВт | I, % | RT, Ом | ХT, Ом | Qх, кВт | Ко, тыс у е | |||||
ВН | HH | ||||||||||||
ТРДН-40000/220 | 40 | ±8x1,5% | 230 | 11/11 | 12 | 170 | 50 | 0,9 | 5,6 | 158,7 | 360 | 169 | |
ТРДЦН-63000/220 | 63 | ±8X1,5% | 230 | 11/11 | 12 | 300 | 82 | 0.8 | 3,9 | 100,7 | 504 | 193 |
Порядок расчета аналогичен предыдущему так как используем трансформаторы той же мощности но на напряжение Uвн=220кВ
С точки зрения работы в нормальном и аварийном режиме приемлемы все варианты
Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формулам (9.3)-(9.7) пункта 9.1.
Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.
Вариант 1.
квар;
квар;
кВт;
кВт.
Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:
кВт,
в двух параллельно работающих трансформаторах:
кВт,
Вариант 2.
квар;
квар;
кВт;
кВт;
Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:
кВт;
в двух параллельно работающих трансформаторах:
кВт.
Нагрузка, при которой необходимо переходить на работу с 2-мя трансформаторами
= 23,038 МВА;
= 35,31 МВА;
Потери электроэнергии на первой ступени (S1=14,7 МВА) составят:
кВт,
Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ) сведены в табл.9.6.
Таблица 9.6. Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ)
№ ступени | Нагрузка, S | Продол-жительность ступени, tст, | kз | kз0,5 | Продолжитель-ность ступени, t’ст, | Потери мощности, P, | Потери ЭЭ, W, |
МВА | % | час в году | кВт | кВт*ч | |||
2 по 40 МВА | |||||||
1 | 14,700 | 33 | 0,367 | - | 2555 | 123,37 | 315215,3 |
2 | 22,273 | 50 | 0,557 | - | 730 | 195,12 | 142435,0 |
3 | 28,954 | 65 | - | 0,362 | 365 | 243,41 | 88845,9 |
4 | 31,182 | 70 | - | 0,390 | 365 | 260,57 | 95109,6 |
5 | 33,409 | 75 | - | 0,418 | 365 | 279,01 | 101837,2 |
6 | 35,636 | 80 | - | 0,445 | 1095 | 298,71 | 327086,4 |
7 | 37,418 | 84 | - | 0,468 | 730 | 315,39 | 230232,3 |
8 | 40,091 | 90 | - | 0,501 | 730 | 341,93 | 249607,9 |
9 | 42,318 | 95 | - | 0,529 | 730 | 365,45 | 266775,0 |
10 | 44,545 | 100 | - | 0,557 | 1095 | 390,23 | 427305,1 |
2813,2 | 2244449,7 | ||||||
2 по 63 МВА | |||||||
1 | 14,700 | 33 | 0,2333 | - | 2555 | 144,36 | 368833,6 |
2 | 22,273 | 50 | 0,3535 | - | 730 | 192,50 | 140526,5 |
3 | 28,954 | 65 | 0,4596 | - | 365 | 251,36 | 91746,6 |
4 | 31,182 | 70 | 0,4949 | - | 365 | 274,39 | 100153,1 |
5 | 33,409 | 75 | 0,5303 | 365 | 299,13 | 109182,3 | |
6 | 35,636 | 80 | 0,5657 | 1095 | 325,57 | 356502,7 | |
7 | 37,418 | 84 | - | 0,297 | 730 | 334,78 | 244388,1 |
8 | 40,091 | 90 | - | 0,318 | 730 | 352,59 | 257390,2 |
9 | 42,318 | 95 | - | 0,336 | 730 | 368,37 | 268910,3 |
10 | 44,545 | 100 | - | 0,354 | 1095 | 385,00 | 421579,5 |
2928,06 | 2359212,9 |
Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го варианта соответственно:
= 33,667 тыс у е
= 35,388 тыс у е
Суммарные затраты:
З1 = 2*169*(0,125+0,064+0,03) + 33,667 = 107,69 тыс. у.е.
З2 = 2*193*(0,125+0,064+0,03) + 35,388 = 119,92 тыс. у.е.
Таким образом более экономичен вариант 220кВ 2х40000 кВА., З220 = 107,69 тыс.у.е.
8.3 Выбор оптимального варианта воздушной линии электропередачи (ВЛЭП)
Линия, питающая ГПП, выполнена воздушной линией электро- передачи (ВЛЭП),
Двухцепной, по количеству трансформаторов ГПП, в соответствии с требованиями надежности электорснабжения.
Расчет сводится к определению минимальных приведенных затрат и проводится по методу экономических интервалов.
8.3.1 Технико-экономический расчет варианта U=35кВ
Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потерь мощности в трансформаторах ГПП, и возможностью отключения ЭП 3-ей категории в аварийном режиме, составит:
;
I расч =Imax= = 390,6 А.;
где - SP - суммарная нагрузка предприятия и субабонента, кВт;
РГПП – потери активной мощности в трансформаторах ГПП (35кВ), кВт;
UН – номинальное напряжение варианта исполнения ВЛЭП;
Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.
Сечение провода при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2 при Тmax>5000ч
(по табл. 4-47 [2,628]) определим по формуле:
.F = 390,6/1.0 = 390,6 мм2.
С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке, намечаем три варианта исполнения ВЛЭП по 6:
а) АС-120/19 F=120 мм2 (Iдоп=380 А), r0 = 0,249 Ом/км, Ко = 17,3 тыс.у.е.
б) АС-150/24 F=150 мм2 (Iдоп=445 А)., r0 = 0,198 Ом/км, Ко = 17,8 тыс.у.е.
б) АС-185/29 F=185 мм2 (Iдоп=510 А)., r0 = 0,162 Ом/км, Ко = 18,4 тыс.у.е.
Капиталозатраты на сооружение линий:
КЛ1=17,3*60 = 1038 тыс. у.е.,
КЛ2=17,8*60 = 1068 тыс. у.е.
КЛ3=18,4*60 = 1104 тыс. у.е.
По табл. 7.32 [2,358] находим значения активных сопротивлений проводов:
RЛ1=0,249*60 = 14,94 Ом;
RЛ2=0,198*60 = 11,88 Ом.
RЛ2=0,162*60 = 9,72 Ом.
Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:
Зл1 = (0,125+0,024+0,04)*1038 +2*(3*I2 * (14,94)* 4477*1,5*10-8);
Зл2 = (0,125+0,024+0,04)*1068 +2*(3*I2 * (11,88)* 4477*1,5*10-8);
Зл2 = (0,125+0,024+0,04)*1104 +2*(3*I2 * (9,72)* 4477*1,5*10-8);
Изменяя значение тока в формулах для каждого из вариантов от 50А до 390,6А, получим значение затрат, зависящее от величины тока в линии в различные моменты времени, по результатам расчетов (табл.9.7) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 35кВ (рис.9.1)
Таблица 9.7. Определение приведенных затрат ВЛ 35 кВ по экономическим интервалам
Ii,A | 50 | 100 | 150 | 200 | 250 | 300 | 350 | 390,6 |
ЗЛ1, тыс. у.е. | 166,34 | 188,91 | 226,54 | 279,21 | 346,93 | 429,70 | 527,53 | 618,03 |
ЗЛ2, тыс. у.е. | 169,39 | 187,34 | 217,26 | 259,14 | 312,99 | 378,81 | 456,60 | 528,56 |
ЗЛ3, тыс. у.е. | 173,81 | 188,49 | 212,97 | 247,24 | 291,30 | 345,15 | 408,80 | 467,68 |
Очевидно, что сечения АС-120 наболее экономично, чем сечение АС-150, АС-185 предпочтительнее. Это объясняется тем что, кривая для сечения АС-120, храктеризующая затраты, при минимальных нагрузках – значительно ниже,а при при максимальных нагрузках ненамного превышает остальные кривые, что видно из графика.
Т.о. принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-120 (Iдоп=380 А)при U=35кВ.
8.3.2 Технико-экономический расчет варианта U= 110кВ
Ток, протекающий по линии:
I расч = = 124,28 А.; Imax =2 I расч=2*124,28=248,56 А;
Сечение провода марки АС при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2:
= 248,56/1.0 = 248,56 мм2.
Рассмотрим три варианта исполнения ВЛЭП
а) АС-70/11 F=70 мм2 (Iдоп=265 А), r0 = 0,428 Ом/км, Ко = 20,4 тыс.у.е.
б) АС-95/16 F=95 мм2 (Iдоп=330 А)., r0 = 0,306 Ом/км, Ко = 21 тыс.у.е.
в) АС-120/19 F=120 мм2 (Iдоп3805 А)., r0 = 0,249 Ом/км, Ко = 21,4 тыс.у.е.
Капиталозатраты на сооружение линий:
КЛ1=20,4*60 = 1224 тыс. у.е.,
КЛ2=21*60 = 1260 тыс. у.е.
КЛ3=21,4*60 = 1284 тыс. у.е.
Находим значения активных сопротивлений проводов:
RЛ1=0,428*60 = 25,68 Ом;
RЛ2=0,306*60 = 18,36 Ом.
RЛ2=0,249*60 = 14,94 Ом.
Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:
Зл1 = (0,125+0,024+0,004)*1224 +2*(3*I2 * (25,68)* 4477*1,5*10-8);
Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*1260 +2*(3*I2 * (18,36)* 4477*1,5*10-8);
Зл3 = (0,125+0,024+0,004)*1284 +2*(3*I2 * (14,94)* 4477*1,5*10-8);
Построим зависимость Зп= f(I), по результатам (табл.9.8) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 110кВ (рис.9.2)
Таблица 9.8. Определение приведенных затрат ВЛ 110 кВ по экономическим интервалам
Ii,A | 20 | 40 | 60 | 80 | 100 | 120 | 140 |
ЗЛ1, тыс. у.е. | 191,41 | 203,83 | 224,52 | 253,49 | 290,74 | 336,27 | 390,08 |
ЗЛ2, тыс. у.е. | 195,74 | 204,62 | 219,41 | 240,13 | 266,76 | 299,31 | 337,78 |
ЗЛ3, тыс. у.е. | 198,86 | 206,08 | 218,12 | 234,98 | 256,65 | 283,14 | 314,44 |
Принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-120 (Iдоп=510 А)при U=110кВ
8.3.3 Технико-экономический расчет варианта U= 220кВ
Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потери мощности в трансформаторах ГПП, составит:
I расч = = 62,14 А.;
Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.
Сечение провода при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2 при Тmax>5000ч:
= 124,28/1.0 = 124,28 мм2.
С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке (максимальный ток линии, в случае выхода из строя одной из двух составит 2Iрасч = 2*62,14=124,28 А), намечаем три варианта исполнения ВЛЭП
Рассмотрим сечения:
а) АС-240/32 F=240 мм2 (Iдоп=610 А), r0 = 0,121 Ом/км, Ко = 30,6 тыс.у.е.
б) АС-300/48 F=300 мм2 (Iдоп=690 А)., r0 = 0,125 Ом/км, Ко = 31,2 тыс.у.е.
в) АС-400/51 F=400 мм2 (Iдоп=835 А)., r0 = 0,075 Ом/км, Ко = 35 тыс.у.е.
Капиталозатраты на сооружение линий:
КЛ1=30,6*60 = 1836 тыс. у.е.,
КЛ2=31,2*60 = 1872 тыс. у.е.
КЛ3=35*60 = 2100 тыс. у.е.
Находим значения активных сопротивлений проводов:
RЛ1=0,121*60 = 7,26 Ом;
RЛ2=0,125*60 = 7,5 Ом.
RЛ2=0,075*60 = 4,5 Ом.
Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:
Зл1 = (0,125+0,024+0,004)*1836 +2*(3*I2 * (7,26)* 4477*1,5*10-8);
Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*1872 +2*(3*I2 * (7,5)* 4477*1,5*10-8);
Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*2100+2*(3*I2 * (4,5)* 4477*1,5*10-8);
Построим зависимость Зп= f(I), по результатам (табл.9.9) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 220кВ (рис.9.3)
Таблица 9.9. Определение приведенных затрат ВЛ 220 кВ по экономическим интервалам
Ii,A | 10 | 20 | 30 | 40 | 50 | 60 | 70 |
ЗЛ1, тыс. у.е. | 187,56 | 188,44 | 189,90 | 191,95 | 194,59 | 197,80 | 201,61 |
ЗЛ2, тыс. у.е. | 193,08 | 193,99 | 195,50 | 197,62 | 200,33 | 203,66 | 207,59 |
ЗЛ3, тыс. у.е. | 196,63 | 197,18 | 198,08 | 199,35 | 200,98 | 202,98 | 205,34 |
Рис 9.3. Приведенные затраты ВЛ 220 кВ для сечений провода АС-240,АС-300,АС-400
Принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-240 (Iдоп=610 А)при U=220кВ
Результаты расчетов по выбору варианта внешнего электроснабжения завода сведем в таблицу 9.10, сравним приведенные затраты на сооружение ГПП и ВЛЭП по вариантам с учетом потерь электроэнергии, выберем оптимальный вариант.
Таблица 9.10. Результаты расчетов по выбору варианта системы внешнего электроснабжения завода
Вариант № | Напряжение, U кВ | Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е | Суммарные приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е | вариант исполнения | ||
ВЛЭП | Трансформаторы ГПП | |||||
ВЛЭП | ГПП | |||||
1 | 35 | 467,68 | 67,319 | 534,999 | 2АС-185 | ТРДНС 2х25МВА |
2 | 110 | 283,14 | 73,558 | 356,698 | 2АС-120 | ТРДЦН 2х25МВА |
3 | 220 | 197,8 | 107,69 | 305,49 | 2АС-240 | ТРДН 2х40МВА |
Оптимальный. | 220 | 197,8 | 107,69 | 305,49 | 2АС-240 | ТРДН 2х40МВА |