Файл: Дипломного проекта Электроснабжение и электропривод насосной станции.doc

ВУЗ: Не указан

Категория: Дипломная работа

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 08.11.2023

Просмотров: 343

Скачиваний: 6

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
+ 2 • k2a.n, (3.20)

среднегодовое время перерыва электроснабжения

Тпер = knep • 8760, (3.21)

где ai — параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения (СЭС), 1/год;

Tвi — среднее время восстановления после отказа, лет;

kni.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]:

Рх = 18 кВт; Рк = 85 кВт; Uк = 10,5%; Ix = 0,7%; Sном = 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 Iдоп = 265 А и сечением F = 70 мм2, так как минимально допустимое сечение по условию потерь на корону согласно ПУЭ 70 мм
2.

Сечение провода по экономической плотности тока

(3.23)

где jэ = 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 Iдоп = 265 А.

ЛЭП на железобетонных опорах.

Капитальные затраты.

К = Ктр + Кору + Клэп + Ккл.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): Ипот.л = 169183,48 • 0,0075 = 1268,876 руб/год.

Потери энергии в трансформаторах



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

Ипот.т = Эт • Сэ = 729730,74 • 0,0075 = 5472,98 руб / год.

Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления

Иа,о = а.оору  Кору + а.о.тр  Ктр + а.о.лэп Клэп + а.о.кл Ккл =

= 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): ka = 0,332 • 0,01129 = 0,00375 о.е.

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

По (3.18): k2a.n = 0,00375 • (0,0888 - 0.5 • 0,01129) = 0,00031 о.е.

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

По (3.20): Тпер = 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 Upaц 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 Upaц 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 Upaц распределения принимается равным 6кВ.

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

Кроме того, при выборе Upaц 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 Upaц = 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 (Scm), 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 Ки - коэффициент использования активной мощности одного или группы ЭП;

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


tg - коэффициент мощности.

Расчет средней нагрузки Scm 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;

Кз — коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.

По расчетному значению Sном.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:

SHOM = 160 кВА; Рх = 0,51 кВт; Рк = 2,65 кВт; Ix = 2.4%; UK = 4,5%.

Потери мощности в трансформаторах KТП:





Расчетная нагрузка на стороне ВН цеховой ТП [5]: