Файл: Дипломного проекта Электроснабжение и электропривод насосной станции.doc

(3.11)
где S - полная мощность, передаваемая по ЛЭП, ВА;

U — номинальное напряжение ЛЭП, кВ;

г_о — удельное активное сопротивление ЛЭП, Ом/км;

L - длина ЛЭП, км;

n - число параллельно включенных ЛЭП.

Потери энергии в трансформаторах
(3.12)
Ущерб от перерыва электроснабжения определяется по формуле:
У = Т_пер  Р_р У_о, (3.13)
где У_о - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб/(кВт-ч);

Т_пер — среднегодовое время перерыва электроснабжения, ч/год;

Р_р - расчетная активная мощность, потребляемая предприятием, кВт.

Для определения времени перерыва электроснабжения необходимо произвести оценку надежности элементов электроснабжения по следующим выражениям [10]:

параметр потока отказов линии или присоединения
(3.14)
среднее время восстановления после отказа одной линии или присоединения
(3.15)
коэффициент аварийного простоя
k_a = _a  T_в, (3.16)
коэффициент планового простоя
k_n = 1,2 k_ni.max; (3.17)
коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения, соответственно для второй линии
k_2a.n = 0,5  _a  k_n npu k_n  Tв_; (3.18)

k_2a.n = k_a  (k_n  0,5  Tв_) npu k_n > Tв_; (3.19)
коэффициент аварийного простоя двух линий или присоединений при одинаковых параметрах надежности
k_nep = k_a² + 2 • k_2a.n, (3.20)
среднегодовое время перерыва электроснабжения
Т_пер = k_nep • 8760, (3.21)
где _ai — параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения (СЭС), 1/год;

T_вi — среднее время восстановления после отказа, лет;

k_ni.max — максимальный коэффициент аварийного простоя одного элемента СЭС входящего в данное присоединение, о.е.

ТЭР для варианта №1.

Для того, чтобы учесть капитальные затраты на ЛЭП, необходимо предварительно выбрать сечение провода. При выборе сечения провода необходимо учесть потери мощности в трансформаторах ППЭ.

---

Каталожные данные трансформатора ТДН-16000/110 [14]:

Р_х = 18 кВт; Р_к = 85 кВт; U_к = 10,5%; I_x = 0,7%; S_ном = 16000 кВА.

Потери мощности при работе двух трансформаторов



Потери мощности при работе одного трансформатора




Расчетная мощность, с учетом потерь мощности в трансформаторах ППЭ, в нормальном и послеаварийном режимах



Выбор сечения проводов ЛЭП.

Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше, согласно ПУЭ, производится по нагреву расчетным током. Проверка проводится по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможной неравномерности распределения токов между линиями.

Определим расчетный ток нормального и послеаварийного режимов соответственно
(3.22)



Выбираем провод марки АС-70/11 с I_доп = 265 А и сечением F = 70 мм², так как минимально допустимое сечение по условию потерь на корону согласно ПУЭ 70 мм².

Сечение провода по экономической плотности тока
(3.23)
где j_э = 1 - экономическая плотность тока при Тmах > 5000 ч [17], А/мм².

Определим потери напряжения в ЛЭП в послеаварийном режиме:

Для послеаварийного режима допускаются потери напряжения до 10% .

Окончательно выбираем провода марки АС-70/11 с I_доп = 265 А.

ЛЭП на железобетонных опорах.

---

Капитальные затраты.
К = К_тр + К_ору + К_лэп + К_кл.эп = (2  53000) + (2  11500) + (2  7700  4) + (2  470  4) = = 194360 руб.
Издержки.

Время максимальных потерь по (3.9):



Потери энергии в ЛЭП по (3.11):



По (3.10): И_пот.л = 169183,48 • 0,0075 = 1268,876 руб/год.

Потери энергии в трансформаторах

В данном случае С_эх  С_эк = 0,0075 руб/(кВт-ч), тогда

И_пот.т = Э_т • С_э = 729730,74 • 0,0075 = 5472,98 руб / год.

Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления
И_а,о = _а.оору  К_ору + _а.о.тр  К_тр + _а.о.лэп К_лэп + _а.о.кл К_кл =

= 0,094 • 23000 + 0,094 • 106000 + 0.028 • 61600 + 0,073  3760 =

= 14125,28 руб/год.
Годовые издержки по (3.6):

И =14125,28 + (5472,98 + 1268,876) = 20867,13 руб /год.

Ущерб.

По (3.13): _а = 0,01 + 0,088 + 0,008 + 0,06 + 0,01 + 0,2 = 0,332 1/год.

По(3.14):

По (3.15): k_a = 0,332 • 0,01129 = 0,00375 о.е.

По (3.16): k_n = 1,2 • 0,074 = 0,0888 о.е.

По (3.18): k_2a.n = 0,00375 • (0,0888 - 0.5 • 0,01129) = 0,00031 о.е.

По (3.19): k_nep = 0,00375² + 2 • 0,00031 = 0,0000634 о.е.

По (3.20): Т_пер = 0,0000634 • 8760 = 5,55 ч/ год.

По (3.12): У =5,55 • (16169,243 + 87,518) • 0,6 = 54135 руб/ год.

Приведенные затраты по (3.5):

3 = 0,12 • 194360 + 20867,14 +54135 = 98325,34 руб/год.

Для остальных вариантов расчеты сведены в табл.3.1 и табл.3.2.

Согласно рекомендации СН174-75, если затраты варианта с большим напряжением превосходят на 10-12%, то следует принимать вариант с большим напряжением, как наиболее перспективный.

В данном случае по результатам ТЭР проходит четвёртый вариант.

Таблица 3.2 Результаты ТЭР

№ варианта	Наименование оборудования	Стоимость, руб	n шт	Kaп. затраты, руб.	Издержки					Ущерб руб/год	Затраты, руб/год
					а.о, о.е.	Иа.о, руб/год	Сэ, руб/ (кВт ч)	Э, (кВт ч)/ год	Ипот, руб/год
1	AC - 70/11	30800	2	61600	0,028	1724,8	0,0075	169183,5	1268,87	54135	98325,3
	ТДН–16000/110	53000	2	106000	0,094	9964
	ОРУ	11500	2	23000	0,094	2162		729730,7	5472,98
	Контр. Кабель	1880		3760	0,073	274,48
2	AC - 150/19	9200	2	18400	0,028	515,2	0,0075	3098510	23238,83	53257	86926,9
	ТДНС-16000/35	37000	2	74000	0,094	6956
	ОРУ	2400	2	4800	0,094	451,2		297891,5	2234,19
	Контр. Кабель	1880		3760	0,073	274,48
3	AC - 70/11	30800	2	61600	0,028	1724,8	0,0075	169183,5	1268,88	7218	6116,68
	ТДН –16000/110	53000	2	106000	0,094	9964
	ОРУ	36000	2	72000	0,094	6768		729760,7	5473
4	AC- 150/19	9200	2	18400	0,028	515,2	0,0075	3098510	2323,83	4272,27	50615,7
	ТДНС-16000/35	37000	2	74000	0,094	6956
	ОРУ	5400	2	10800	0,094	1015,2		297891,5	2234,18

---

4 Выбор системы распределения электроэнергии
4.1 Выбор рационального напряжения распределения электроэнергии выше 1000 В
Рациональное напряжение U_paц распределения электроэнергии выше 1000В предприятия определяется в основном значениями мощности ЭП напряжением 6кВ и 10кВ.

Если мощность ЭП 6кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 10-15%, то U_paц распределения принимается равным 10кВ, а ЭП 6кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ.

Если мощность ЭП 6кВ составляет от суммарной мощности предприятия более 40%, то U_paц распределения принимается равным 6кВ.

Если мощность ЭП 6кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15-40%, то необходимо произвести ТЭР.

Кроме того, при выборе U_paц распределения электроэнергии на напряжении выше 1000В следует учитывать напряжение распределения электроэнергии в электрических сетях до 1000В. В случае применения в последних напряжения 660В предпочтение во многих случаях отдается напряжению 10 кВ.

В данном случае доля мощности ЭП 10 кВ составляет:

поэтому в качестве напряжения распределения принимаем U_paц = 10 кВ.
4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций
Число трансформаторных подстанций (ТП) и мощность их трансформаторов определяется средней нагрузкой цеха (цехов) за наиболее загруженную смену (S_cm), удельной плотностью нагрузки (при мощности цеха более 1500 кВА) и требованиями надежности электроснабжения.

Для цехов I и II категории принимают двухтрансформаторные ТП, для цехов III категории принимают однотрансформаторные ТП.

Средняя нагрузка цеха за наиболее загруженную смену определяется по следующим формулам
; (4.1)

(4.2)

---

(4.3)
где К_и - коэффициент использования активной мощности одного или группы ЭП;

Р_н - номинальная (установленная) мощность одного или группы ЭП, кВт;

tg - коэффициент мощности.

Расчет средней нагрузки S_cm сведен в табл.4.1.

Потребители электроэнергии насосной станции относятся к I, II и III категориям, поэтому ТП принимается двухтрансформаторной.

Определение мощности трансформаторов ТП должно производиться с учетом перегрузочной способности трансформаторов.

При преобладании ЭП I -II категории коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме должен быть в пределах 0,65 – 0,75. Для однотрансформаторных подстанций коэффициент загрузки трансформаторов должен быть в пределах 0.9-1.0.

Номинальная мощность трансформатора определяется по выражению [5]:
(4.4)
где N - количество трансформаторов на ТП;

К_з — коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.

По расчетному значению S_ном.т =125,08 кВА выбираем трансформатор типаТМЗ-160/10
Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме
(4.5)
Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме
(4.6)
Каталожные данные трансформатора ТМЗ-160/10:

S_HOM = 160 кВА; Р_х = 0,51 кВт; Р_к = 2,65 кВт; I_x = 2.4%; U_K = 4,5%.

Потери мощности в трансформаторах KТП:




Расчетная нагрузка на стороне ВН цеховой ТП [5]:

---