Файл: Дипломного проекта Электроснабжение и электропривод насосной станции.doc
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.
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]:
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]: