Файл: Пример расчета Электроснабжение ремонтномеханического цеха Исходные данные.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.12.2023
Просмотров: 526
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, может быть принята 100 тыс. руб.).
Суммарные эксплуатационные издержки
где С0 – удельная стоимость потерь электроэнергии в год, руб/(кВт∙год); Δртр – потери активной мощности в трансформаторе; ΔрВКБ, ΔрНКБ – удельные потери активной мощности в конденсаторных батареях, на стадии проектирования могут быть приняты 2,5 кВт/МВАр и 4,5 кВт/МВАр соответственно.
Удельная стоимость потерь электроэнергии в год по двухставочному тарифу
,
где а и b – основная (150 руб./кВт в месяц) и дополнительная (1,02 руб./кВт×ч) ставки тарифа на активную мощность и активную электроэнергию; Тм – время использования максимума нагрузки.
Потери активной мощности в трансформаторе
,
где ΔРхх и ΔРкз – потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора (технические характеристики, прил. 3); β – реальный коэффициент загрузки трансформатора
.
Если приведенные затраты отличаются не более чем на 10%, то варианты считаются равно экономическими и выбирается вариант с наилучшими техническими показателями, например, двухтрансформаторная подстанция с компенсацией на низком напряжении.
Тип трансформатора масляный, сухой и с негорючим диэлектриком выбирается на основании места установки трансформатора и категории помещения. Для внутренней установки могут применяться все типы, для наружной только масляные.
Сухие и с негорючим диэлектриком трансформаторы дороже масляных и применяются в местах, требующих повышенной безопасности (учебные заведения, шахты, метро и т.п.) и с повышенными требованиями к охране окружающей среды (курортные зоны, водозаборные станции), на взрывоопасных предприятиях (нефтяная и химическая промышленность). В случаях оптимизации схемы за счет установки трансформатора вблизи центра нагрузки обоснованной технико-экономическим расчетом.
Масляные трансформаторы могут устанавливаться внутри помещения с учетом следующих основных условий (ПУЭ):
- установка в отдельной камере на первом этаже или в одном помещении с РУ напряжением 0,4 кВ до двух трансформаторов мощностью по 630 кВА, отделенных друг от друга перегородкой из негорючих материалов;
- установка на втором этаже или ниже уровня пола первого этажа на 1 м в не затапливаемых зонах при условии беспрепятственной транспортировки наружу и удаления масла в аварийных случаях, при этом не допускается размещать под помещениями с мокрым технологическим процессом и непосредственно над и под помещениями в которых в пределах площади занимаемой РУ или ТП одновременно могут находится более 50 человек в период более 1 часа;
- пол камеры должен иметь 2%-ный уклон в сторону маслоприемника;
- каждая камера должна иметь отдельный вход нагружу или в смежное помещение категории Г (умеренная пожароопасность – негорючие вещества и материалы в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии, процесс обработки которых сопровождается выделением лучистого тепла, искр и пламени, и (или) горючие газы, жидкости и твердые вещества, которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива) или Д (пониженная пожароопасность – негорючие вещества и материалы в холодном состоянии).
Схема и группа соединения трансформатора.
Согласно ТПК 45-4.04-296-2014 (Силовое и осветительное электрооборудование промышленных предприятий) п. 6.2.1. По условиям надежности действия защиты от однофазных замыканий в сетях напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью рекомендуется применять трансформаторы со схемой соединения обмоток «звезда-зигзаг» при мощности до 250 кВА и со схемой «треугольник-звезда» — при мощности 400 кВА и более. В настоящее время промышленностью выпускаются трансформаторы Y/Y0 – 0, Y/Z0 – 11 и Δ/Y0 – 11.
Группа Y/Y0 – 0 отличается повышенным сопротивлением нулевой последовательности, что затрудняет защиту от однофазных коротких замыканий на корпус и т.п., поэтому для питания цеховых сетей не рекомендуются.
Удельная стоимость потерь электроэнергии в год
1 вариант. Sн.тр=1×630 кВА,Qнку=494,68-85,5=409,18 кВАр; Qт=85,5 кВАр
По QНКУ=409,18кВАр выбирается ближайшая по мощности стандартная батарея (прил. 5) КРМ 0,4-400 стоимостью 151,8т.р., QНКБ=400кВАр, следовательно, Qт=494,68-400=94,68кВАр. Распределение реактивных мощностей и стандартных компенсирующих устройств представлены на рис. 13а.
Рис. 13а. Принятое распределение реактивных мощностей и стандартных компенсирующих устройств по вариантам
Цех питается по радиальной схеме, следовательно, шкаф ввода высокого напряжения не требуется. Принимается тупиковая комплектная трансформаторная подстанция (прил. 4) КТП-ТК-630/10(6)/0,4, стоимостью 158 т.руб.
В КТП устанавливается масляный трансформатор ТМГ-630/10(6)/0,4 схема соединения Δ/Yн-11, стоимостью 315 т.руб. В данном случае установка ТП внутри цеха не предусматривается и нет предпосылок для применения более дорогих трансформаторов. Технические характеристики трансформатора (табл. П3.2):
ΔРхх=1 кВт; ΔРкз=7,6 кВт.
Потери в трансформаторе
ТЭР 2а варианта
Для двухтрансформаторной подстанции расчетные мощности необходимо разделить между двумя трансформаторами.
По QВКУ=159,2 кВАр выбираются ближайшие по мощности стандартные батареи (прил. 5) 2×КРМ 10-100 стоимостью 2×151,8т.р., QВКБ=2×100кВАр.
По QНКУ=236,08 кВАр выбираются ближайшие по мощности стандартные батареи (прил. 5) 2×КРМ 0,4-120 стоимостью 2×58,1т.р., QНКБ=2×120 кВАр, следовательно, Qт=494,68-240=254,68кВАр. Распределение реактивных мощностей и стандартных компенсирующих устройств представлены на рис. 13а.
Принимается тупиковая комплектная трансформаторная подстанция (прил. 3) 2КТП-ТК-400/10(6)/0,4, стоимостью 316т.р.
В КТП устанавливаются два масляных трансформатора ТМГ-400/10(6)/0,4 схема соединения Δ/Yн-11, стоимостью 199т.р. каждый. Технические характеристики трансформатора (табл. П2.2):
ΔРхх=0,72 кВт; ΔРкз=5,9кВт.
Потери в трансформаторах (25)
кВт.
Приведенные затраты по (21)
Расчет затрат по вариантам приведен в таблице 6.
Таблица 6
Расчетные затраты на КТП и КУ по вариантам
На основании полученных данных к установке принимается однотрансформаторная подстанция с трансформатором ТМГ 630/10/0,4 и с установкой низковольтной батареей УКМ58-0,4-400-25У3 (установка конденсаторная модифицированная с автоматическим регулированием напряжением 0,4 кВ, номинальной мощности 400 кВАр с 16 ступенями регулирования по 25 кВАр для умеренного климата (У) 3 категории размещения в помещениях без искусственного климата).
При отсутствии стоимостных данных можно использовать метод условных единиц (приведенных к одному году).
,
где З0н, З0в – постоянные составляющие затрат на конденсаторные батареи (КБ) не зависящие от генерируемой мощности, руб; З1н, З1в – удельные затраты на 1 МВАр генерируемой мощности для низковольтных и высоковольтных КБ, у.е./МВАр; С0 – стоимость электроэнергии, у.е./(кВт∙ч); ΔРт – потери активной мощности в трансформаторе
, кВт; Ен – нормативный коэффициент эффективности (0,223); Кктп - капиталовложения на комплектную трансформаторную подстанцию, у.е (табл. П4.2, 4.3).
З0н≈7 у.е./год;
З1н≈40 у.е./(МВАр∙год);
З0в≈18 у.е./год;
З1в≈20 у.е./(МВАр∙год);
С≈3,196 у.е./(кВт∙год) [6].
Вариант расчета приведен в таблице 7.
Таблица 7
Расчетные затраты на КТП и КУ по вариантам по у.е.
Суммарные эксплуатационные издержки
где С0 – удельная стоимость потерь электроэнергии в год, руб/(кВт∙год); Δртр – потери активной мощности в трансформаторе; ΔрВКБ, ΔрНКБ – удельные потери активной мощности в конденсаторных батареях, на стадии проектирования могут быть приняты 2,5 кВт/МВАр и 4,5 кВт/МВАр соответственно.
Удельная стоимость потерь электроэнергии в год по двухставочному тарифу
,где а и b – основная (150 руб./кВт в месяц) и дополнительная (1,02 руб./кВт×ч) ставки тарифа на активную мощность и активную электроэнергию; Тм – время использования максимума нагрузки.
Потери активной мощности в трансформаторе
,где ΔРхх и ΔРкз – потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора (технические характеристики, прил. 3); β – реальный коэффициент загрузки трансформатора
.Если приведенные затраты отличаются не более чем на 10%, то варианты считаются равно экономическими и выбирается вариант с наилучшими техническими показателями, например, двухтрансформаторная подстанция с компенсацией на низком напряжении.
-
Выбор типа и группы соединения трансформаторов
Тип трансформатора масляный, сухой и с негорючим диэлектриком выбирается на основании места установки трансформатора и категории помещения. Для внутренней установки могут применяться все типы, для наружной только масляные.
Сухие и с негорючим диэлектриком трансформаторы дороже масляных и применяются в местах, требующих повышенной безопасности (учебные заведения, шахты, метро и т.п.) и с повышенными требованиями к охране окружающей среды (курортные зоны, водозаборные станции), на взрывоопасных предприятиях (нефтяная и химическая промышленность). В случаях оптимизации схемы за счет установки трансформатора вблизи центра нагрузки обоснованной технико-экономическим расчетом.
Масляные трансформаторы могут устанавливаться внутри помещения с учетом следующих основных условий (ПУЭ):
- установка в отдельной камере на первом этаже или в одном помещении с РУ напряжением 0,4 кВ до двух трансформаторов мощностью по 630 кВА, отделенных друг от друга перегородкой из негорючих материалов;
- установка на втором этаже или ниже уровня пола первого этажа на 1 м в не затапливаемых зонах при условии беспрепятственной транспортировки наружу и удаления масла в аварийных случаях, при этом не допускается размещать под помещениями с мокрым технологическим процессом и непосредственно над и под помещениями в которых в пределах площади занимаемой РУ или ТП одновременно могут находится более 50 человек в период более 1 часа;
- пол камеры должен иметь 2%-ный уклон в сторону маслоприемника;
- каждая камера должна иметь отдельный вход нагружу или в смежное помещение категории Г (умеренная пожароопасность – негорючие вещества и материалы в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии, процесс обработки которых сопровождается выделением лучистого тепла, искр и пламени, и (или) горючие газы, жидкости и твердые вещества, которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива) или Д (пониженная пожароопасность – негорючие вещества и материалы в холодном состоянии).
Схема и группа соединения трансформатора.
Согласно ТПК 45-4.04-296-2014 (Силовое и осветительное электрооборудование промышленных предприятий) п. 6.2.1. По условиям надежности действия защиты от однофазных замыканий в сетях напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью рекомендуется применять трансформаторы со схемой соединения обмоток «звезда-зигзаг» при мощности до 250 кВА и со схемой «треугольник-звезда» — при мощности 400 кВА и более. В настоящее время промышленностью выпускаются трансформаторы Y/Y0 – 0, Y/Z0 – 11 и Δ/Y0 – 11.
Группа Y/Y0 – 0 отличается повышенным сопротивлением нулевой последовательности, что затрудняет защиту от однофазных коротких замыканий на корпус и т.п., поэтому для питания цеховых сетей не рекомендуются.
-
Технико-экономический расчет рассматриваемых вариантов
Удельная стоимость потерь электроэнергии в год
1 вариант. Sн.тр=1×630 кВА,Qнку=494,68-85,5=409,18 кВАр; Qт=85,5 кВАр
По QНКУ=409,18кВАр выбирается ближайшая по мощности стандартная батарея (прил. 5) КРМ 0,4-400 стоимостью 151,8т.р., QНКБ=400кВАр, следовательно, Qт=494,68-400=94,68кВАр. Распределение реактивных мощностей и стандартных компенсирующих устройств представлены на рис. 13а.
Рис. 13а. Принятое распределение реактивных мощностей и стандартных компенсирующих устройств по вариантам
Цех питается по радиальной схеме, следовательно, шкаф ввода высокого напряжения не требуется. Принимается тупиковая комплектная трансформаторная подстанция (прил. 4) КТП-ТК-630/10(6)/0,4, стоимостью 158 т.руб.
В КТП устанавливается масляный трансформатор ТМГ-630/10(6)/0,4 схема соединения Δ/Yн-11, стоимостью 315 т.руб. В данном случае установка ТП внутри цеха не предусматривается и нет предпосылок для применения более дорогих трансформаторов. Технические характеристики трансформатора (табл. П3.2):
ΔРхх=1 кВт; ΔРкз=7,6 кВт.
Потери в трансформаторе
ТЭР 2а варианта
Для двухтрансформаторной подстанции расчетные мощности необходимо разделить между двумя трансформаторами.
По QВКУ=159,2 кВАр выбираются ближайшие по мощности стандартные батареи (прил. 5) 2×КРМ 10-100 стоимостью 2×151,8т.р., QВКБ=2×100кВАр.
По QНКУ=236,08 кВАр выбираются ближайшие по мощности стандартные батареи (прил. 5) 2×КРМ 0,4-120 стоимостью 2×58,1т.р., QНКБ=2×120 кВАр, следовательно, Qт=494,68-240=254,68кВАр. Распределение реактивных мощностей и стандартных компенсирующих устройств представлены на рис. 13а.
Принимается тупиковая комплектная трансформаторная подстанция (прил. 3) 2КТП-ТК-400/10(6)/0,4, стоимостью 316т.р.
В КТП устанавливаются два масляных трансформатора ТМГ-400/10(6)/0,4 схема соединения Δ/Yн-11, стоимостью 199т.р. каждый. Технические характеристики трансформатора (табл. П2.2):
ΔРхх=0,72 кВт; ΔРкз=5,9кВт.
Потери в трансформаторах (25)
кВт.Приведенные затраты по (21)
Расчет затрат по вариантам приведен в таблице 6.
Таблица 6
Расчетные затраты на КТП и КУ по вариантам
| N | QНКБ кВАр | QВКБ кВАр | Qт кВАр | β2 | ΔРхх кВт | ΔРкз кВт | ΔРтр кВт | Ктр т.руб | ККТП т.руб | КНКБ т.руб | КВКБ т.руб | Зпр т.руб |
| 1 | 400 | - | 94,68 | 0,64 | 1 | 7,6 | 5,9 | 315 | 158 | 151,8 | - | 184,6 |
| 2а | 400 | - | 94,68 | 0,4 | 0,72 | 5,9 | 6,15 | 398 | 316 | 151,8 | - | 239,8 |
| 2б | 240 | 200 | 254,68 | 0,49 | 0,72 | 5,9 | 6,15 | 398 | 316 | 116,2 | 301,6 | 303,9 |
На основании полученных данных к установке принимается однотрансформаторная подстанция с трансформатором ТМГ 630/10/0,4 и с установкой низковольтной батареей УКМ58-0,4-400-25У3 (установка конденсаторная модифицированная с автоматическим регулированием напряжением 0,4 кВ, номинальной мощности 400 кВАр с 16 ступенями регулирования по 25 кВАр для умеренного климата (У) 3 категории размещения в помещениях без искусственного климата).
При отсутствии стоимостных данных можно использовать метод условных единиц (приведенных к одному году).
,где З0н, З0в – постоянные составляющие затрат на конденсаторные батареи (КБ) не зависящие от генерируемой мощности, руб; З1н, З1в – удельные затраты на 1 МВАр генерируемой мощности для низковольтных и высоковольтных КБ, у.е./МВАр; С0 – стоимость электроэнергии, у.е./(кВт∙ч); ΔРт – потери активной мощности в трансформаторе
, кВт; Ен – нормативный коэффициент эффективности (0,223); Кктп - капиталовложения на комплектную трансформаторную подстанцию, у.е (табл. П4.2, 4.3).
З0н≈7 у.е./год;
З1н≈40 у.е./(МВАр∙год);
З0в≈18 у.е./год;
З1в≈20 у.е./(МВАр∙год);
С≈3,196 у.е./(кВт∙год) [6].
Вариант расчета приведен в таблице 7.
Таблица 7
Расчетные затраты на КТП и КУ по вариантам по у.е.
| N | QНКБ кВАр | QВКБ кВАр | Qт кВАр | β2 | ΔРхх кВт | ΔРкз кВт | ΔРтр кВт | Ктр у.е | Зпр у.е. |
| 1 | 409,18 | - | 85,5 | 0,64 | 1 | 7,6 | 5,89 | 267 | 119,8 |
| 2а | 409,18 | - | 85,5 | 0,4 | 0,72 | 5,9 | 6,15 | 488 | 169,9 |
| 2б | 236,08 | 159,26 | 254,68 | 0,49 | 0,72 | 5,9 | 7,18 | 488 | 169,4 |
- 1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 23