150642 (594565), страница 7

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

WГОД ТР= кВт∙ч

Издержки, вызванные потерями электроэнергии:

ИП = Сэ ∙ WГОД = 0,24 ∙ 10 -3 ∙ (7608720+2397528)=2401,5 т.руб/год

Расчет капиталовложений: К = КЛ + КВА

где Кл – капитальные вложения на сооружение воздушной линий.

КЛ =13,25тыс.руб/км – удельная стоимость прокладки воздушной линии [11] .

КЛ = КЛ ∙ L ∙ n =13,25 ∙ 20 ∙ 2 = 530 т.руб

КВА – капитальные вложения на сооружение высоковольтного оборудования:

Стоимость сооружения ОРУ-110 кВ: 72 т.руб [11] ;

Стоимость трансформатора 40000/110/6: 164,4 т.руб [11] ;

Стоимость ячейки ОРУ-110 кВ: 76 т.руб [11] .

КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 72+164,4 + 76 = 312,4 т.руб

Капиталовложения составят:

К = Кл + КВА =530 + 312,4 = 842,4 т.руб

Определяем годовые амортизационные отчисления. В них входят отчисления на воздушные линии и отчисления на оборудование.

Стоимость отчислений на воздушные линии:

САЛ=Кл ∙ Ψл= 530 ∙ 0,028 = 14,84 т.руб

где Кл=530 т. руб – капитальные затраты на линии

ΨЛ=0,028 – норма амортизационных отчислений [11]

Стоимость отчислений на оборудование:

САО=КВА ∙ ΨО=312,4 ∙ 0,088=27,49 т.руб

где КВА =312,4 т.руб – затраты на оборудование;

ΨО=0,088 – норма амортизационных отчислений на оборудование [11].

Определяем суммарные затраты на амортизацию:

ИА = САЛ+САО= 14,84+27,49=42,33 т. руб

Определяем суммарные приведенные затраты:

З = ИП + ИА +Ен ∙ К =2401,5+42,33+0,12842,4=2544,92 т.руб

Результаты расчетов сводим в ниже следующую таблицу 7.

Вариант 2:U=220 кВ

Расчетная нагрузка SР= 51616,79 кВ А

Выбираем ВЛ на U=220 кВ

Определяем расчетный ток:

Сечение кабеля выбирается по экономической плотности тока jЭК.

ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1 А/мм2 [ 1 ]

Сечение кабеля

Выбираем по [11] ВЛ с сечением АСО-240, IДЛИТ= 609 А.

Рассчитываем годовые потери электроэнергии:

1. Для воздушной линии: WГОД Л = РМАХ Л ∙

где РМАХ Л – потери активной мощности в элементе, кВт;

РМАХ Л= 3 ∙ RO ∙ L ∙ IP2 ∙ n ∙ 10 -3 = 3 ∙ 0,13 ∙ 20 ∙ 135,52 ∙ 2 ∙ 10 -3 = 286,42кВт,

где RO =0,13 Ом/км –удельное сопротивление километра провода [11];

L = 20км –длина воздушной линии;

n – число линий;

IP =135,5 А – максимальный расчетный ток.

= 8000 ч –в соответствии с [11].

Таким образом, годовые потери электроэнергии для воздушной линии составят:

WГОД Л= РМАХ ∙ = 286,42 ∙ 8000 = 2291360 кВт ∙ ч

1. Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле:

WГОД ТР=

WГОД ТР= кВт∙ч

Издержки, вызванные потерями электроэнергии:

ИП = Сэ ∙ WГОД = 0,093 ∙ 10 -3 ∙ (2397528+2291360) = 1125,3 т.руб/год

Расчет капиталовложений: К = Кл + КВА

КЛ=16,4 тыс.руб/км – удельная стоимость прокладки ВЛ[11] .

Кл= КЛ ∙ L ∙ n =16,4 ∙ 20 ∙ 2 = 656 т.руб

Стоимость сооружения ОРУ-220 Кв: 108 т.руб [11] ;

Стоимость трансформатора 40000/220/6: 378 т.руб [11] ;

Стоимость ячейки ОРУ-220 Кв: 152 т.руб [11] .

КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 108+152+378 = 638 т.руб

Капиталовложения составят:

К = Кл + КВА = 656 + 638 = 1294 т.руб

Определяем годовые амортизационные отчисления.

В них входят отчисления на кабельные линии и отчисления на оборудование.

Стоимость отчислений на кабельные линии:

САЛ=Кл ∙ Ψвл= 656 ∙ 0,028 = 18,4 т.руб

где Кл=656 т. руб – капитальные затраты на линии

ΨЛ=0,028– норма амортизационных отчислений [11]

Стоимость отчислений на оборудование:

САО=КВА ∙ ΨО= 638 ∙ 0,088=56,14 т.руб

где КВА = 638 т.руб – затраты на оборудование;

ΨО=0,088 – норма амортизационных отчислений на оборудование [11].

Определяем суммарные затраты на амортизацию:

ИА = САЛ+САО= 18,4 + 56,14 =74,54 т. руб

Определяем суммарные приведенные затраты:

З = ИП + ИА +Ен ∙ К =1125,3 +74,54 + 0,12 ∙ 1294 =1355,12 т.руб

Результаты расчетов сводим в ниже следующую таблицу 3.12.

Таблица 3.12. Технико-экономические показатели

При анализе технико-экономических показателей двух вариантов, видно, что в варианте с напряжением 110 кВ приведенные затраты больше на 46,75%. Поэтому первичное напряжение питающее береговую насосную станцию принимаем равным 220 кВ.

3.6.2 Выбор схемы электроснабжения

На основании технико-экономического сравнения вариантов и расчета электрических нагрузок на электрокотельной к установке принимаются два двухобмоточных трансформатора ТДТН – 220/6 мощностью 40 МВА. Для поддержания требуемого уровня напряжения на шинах 6 кВ, трансформаторы принимаются со встроенным регулированием напряжения под нагрузкой. Надежность питания проектируемой подстанции обеспечивается питанием ее от двух независимых источников. На напряжение 6 кВ предусматривается схема с одной секционированной системой сборных шин.

3.6.3 Выбор режима нейтрали

Нейтралью называется совокупность соединенных между собой нейтральных точек трансформаторов или генераторов и проводников, присоединенных к заземляющему устройству непосредственно или через малое или большое сопротивление.

Согласно ПУЭ сети напряжением 220 кВ выполняются с глухозаземленной нейтралью. Глухозаземленной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора, присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (трансформаторы тока и др.). Электроустановки, работающие в этих системах, имеют большие токи замыкания на землю, поскольку поврежденная фаза оказывается короткозамкнутой на землю через нейтраль.

Такой выбор режима нейтрали для сетей с номинальным напряжением 220 кВ и выше объясняется следующими факторами:

• стабилизируется напряжение фаз по отношению к земле и в связи с этим уменьшается перенапряжение;

• снижается стоимость изоляции;

• повышается надежность работы сетей с глухозаземленной нейтралью, так как поврежденный участок немедленно отключается;

• уменьшается количество простоев из-за перебоев в электроснабжении, так как большинство замыканий после отключения самоустраняются, поэтому в этих сетях наиболее эффективно применение автоматического повторного включения (АПВ).

Сети напряжением 6 кВ выполняются с изолированной нейтралью. Они обладают малыми токами замыкания на землю. Изолированной нейтралью называется нейтраль, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная через аппараты, компенсирующие емкостной ток в сети, трансформаторы напряжения и другие аппараты, имеющие большое сопротивление.

Такой выбор режима нейтрали для сетей с номинальным напряжением 6 кВ объясняется следующими факторами:

• в нормальном режиме работы напряжение фаз на зажимах установок относительно земли симметричны и численно равны фазному напряжению, а геометрическая сумма емкостных токов трех фаз равна нулю. При однофазном замыкании на землю одной из фаз междуфазное напряжение остается неизменным по значению и сдвинутыми на угол , а напряжение других фаз по отношению к земле увеличиваются в раза, вследствие чего изменяются и емкостные токи. Благодаря этому питание потребителей включенных в междуфазное напряжение, не нарушается, и они продолжают работать нормально. Это обеспечивает возможность сохранять в работе линию с замыканием на землю в течение некоторого времени, достаточного для отыскания места повреждения и включения резерва;

• снижается стоимость заземляющих устройств;

• уменьшается на число трансформаторов тока и сокращается количество защитных реле, по сравнению с сетями с глухозаземленной нейтралью.

При выборе режима роботы нейтрали в установках до 1000 В руководствуются соображениями экономики, надежности и электробезопасности.

Для рассматриваемого предприятия выбираем в электроустановках до 1000 В систему с глухозаземленной нейтралью. Она более целесообразна при сильно разветвленной сети.

Главное преимущество системы с глухозаземленной нейтралью заключается в том, что при прикосновении человека к находящемуся под напряжением проводнику одной фазы он подвергается воздействию лишь части фазного напряжения источника. Таким образом, системы с глухозаземленной нейтралью более электробезопасны, по сравнению с системами с изолированной нейтралью.

К недостаткам системы с глухозаземленной нейтралью относится дороговизна исполнения, по сравнению с системой с изолированной нейтралью, а так же установки с изолированной нейтралью более надежны, так как при коротком замыкании они не требуют немедленного отключения.

3.7 РАСЧЕТ ПИТАЮЩИХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

3.7.1 Выбор проводников напряжением выше 1000 В

Выбор экономически целесообразного сечения проводников выше 1000 В выполняют, согласно [1] по экономической плотности тока и производит проверку по условию нагрева проводников в длительном режиме работы.

В зависимости от металла провода и числа часов использования максимума нагрузки экономическая плотность находится по формуле:

где IР - расчетный ток, А;

jЭ - экономическая плотность тока, А/мм2 .

1. Выбор проводников для электрокотла мощностью 10000 кВт :

Номинальный ток двигателя: I НОМ = 962 А;

Число часов использования максимума нагрузки: ТМАХ > 5000 час./год

Экономическая плотность тока: jЭ =1,2 А/мм2 [1]

Экономически целесообразное сечение кабеля:

= 801,7 мм2

Выбираем кабель ААГУ-6 кВ 3(3х150) – [1].

Допустимый ток кабеля: IДЛ. ДОП. = 3∙330=990 А. [1].

Проверка по условию нагрева:

IДЛ. ДОП. ≥ I НОМ

990А > 962 А

1. Выбор проводников для высоковольтных асинхронных двигателей мощностью 315 кВт:

Номинальный ток двигателя Iном = 38 А.

Число часов использования максимума нагрузки: Т 5000 час/год.

Экономическая плотность тока: j= 1,2 А/мм2.

Экономически целесообразное сечение кабеля:

S= мм2

Выбираем кабель АААГУ-6 кВ (335). 1.

Допустимый ток кабеля: Iдоп= 115 А. 1 .

Проверка по условию нагрева:

Iдл. доп. Iном.

115 А 31,7А.

3. Выбор проводников до трансформаторов КТП:

где SРАС = 112 кВ А –расчетная нагрузка из таблицы 2.2.

Число часов использования максимума нагрузки: ТМАХ > 5000 час./год

Экономическая плотность тока: jЭ = 1,2 А/мм2 [1]

Экономически целесообразное сечение кабеля:

Характеристики

Список файлов ВКР