Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВЫБРАННЫХ
ВАРИАНТОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Выбрали, согласно /7, с. 270/, схему внешнего электроснабжения (рисунок 4.1) предприятия и напряжения сети в случаях, когда
1) от источника питания (энергосистемы) можно получать электроэнергию при двух и более напряжениях,
2) при проектировании электроснабжения предприятий приходится расширять существующие подстанции и увеличивать мощность заводских электростанций,
3) сети заводских электростанций связывать с сетями энергосистем.
Выбрали оптимальный вариант внешнего электроснабжения. Для этого вычислили величину оптимального напряжения Uопт, кВ согласно /2, с. 31/ по формуле Стилла
(4.1)
где li – длина питающих шин, км,
Ррп∑ – расчетная суммарная активная нагрузка предприятия на стороне низкого напряжения ГПП, кВт.
Рисунок 4.1 – Транзитная схема внешнего электроснабжения
Приведенные затраты 3пр, тыс. руб. определили согласно /2, с. 31/ по формуле
3пр=Ен*К+Сгод, (4.2)
где Ен - нормативный коэффициент амортизации для энергетики,
К - капитальные затраты, тыс. руб.,
Сгод - ежегодные эксплутационные расходы или издержки производства, тыс. руб.
Нормативный коэффициент амортизации для энергетики Ен приняли соглас-но /2, с. 31/
Ен=0,12.
4.1 Выбор и проверка ВЛЭП
Сечение ВЛЭП определили согласно /2, с. 2/ по экономической плотности тока по формуле
, (4.3)
где Jэк- экономическая плотность тока, А/мм2,
Iрасч – расчетный ток, А.
Расчетный ток Iр, А определили согласно /2, с. 33/ по формуле
. (4.4)
По экономическому сечению выбрали марки проводов и занесли их в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 – Паспортные данные выбранных проводов
|
U, кВ |
Марка |
Iдоп, А |
Dр, мм |
r0, Ом/км |
х0, Ом/км |
m, кг/км |
Клэп, тыс. руб. |
Проверили выбранные сечения провода
-на нагрев в утяжеленном режиме расчетным током Iр, А согласно /4, с. 125/ по формуле
(4.5)
- на допустимую потерю напряжения ∆U, % согласно /4, с. 138/ по формуле
, (4.6)
где r0, х0 - удельные активное и индуктивное сопротивления линии, Ом/км,
l - длина линии, км2,
Uн - напряжение номинальное, B.
∆U%≤∆Ug (4.7)
- на возможность появления короны согласно /4, с. 205/ по формуле
(4.8)
где Е0 - начальная напряженность электрического поля, кВ/см у поверхности провода, соответствующая появлению обшей короны провода,
Емакс – рабочая напряжённость электрического поля, кВ/см для линий с одиночными проводами на фазу.
Начальную напряжённость электрического поля Е0, кВ/см определили согласно /6, с. 121/ по формуле
, (4.9)
где r - радиус провода, см,
m - коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода,
- относительная плотность воздуха – коэффициент, учитывающий ат-мосферное деление р /м. рт. ст./ и температуру воздуха UC0.
Среднегодовое значение для районов с умеренным климатом приняли, согласно /6, с. 121/
=1,04.
Коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода, m для многопроволочных проводов, приняли согласно /6, с. 122/
m=0,82.
Рабочую напряженность электрического поля, Емакс, кВ/см, для линий с одиночными проводами на фазу, определили согласно /6, с. 121/ по формуле
, (4.10)
где Uэ – среднее эксплутационное (линейное) напряжение, кВ,
Дср – среднее геометрическое расстояние между осями фаз, см.
Среднее геометрическое расстояние между осями фаз Дср, см, для проводов, расположенных в одной горизонтальной или вертикальной плоскости и удаленных друг от друга на расстояние Д, см определили согласно /6, с. 121/ по формуле
Дср=1,26*Д. (4.11)
Среднее значение максимальной рабочей напряженности электрического поля всех трех фаз линий Емакс, кВ/см согласно /1/ не более 28 кВ/см, значит, потери мощности на корону будут малы и с ними можно не считаться.
4.2 Выбор ОРУ
Далее по предварительно выбранному электрооборудованию на ГПП определили, согласно /6, с. 201/, их капитальные затраты выключателей Квыкл, тыс. руб, разъединителей Кр, тыс. руб, отделителей Кот, тыс. руб, короткозамыкателей Кз, тыс. руб, или в целом ОРУ с выше названным электрооборудованием Кору, тыс. руб.
Кору= тыс. руб.,
4.3 Выбор мощности и количества трансформаторов на ГПП
Мощность трансформатора Sном.тр, кВА для двухтрансформаторной подстанции определили согласно /5, с. 121/ по формуле
(4.12)
Проверка выбранного трансформатора в аварийном режиме выполнили согласно /5, с. 78/ по формуле
(4.13)
Тип и мощность трансформатора выбирали согласно /4, 7, 8/ и занесли все паспортные данные трансформатора, в том числе и его стоимость Ктр, тыс. руб. в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 - Паспортные данные выбранных трансформаторов
|
Тип трансформатора |
Номинальное напряжение обмоток, кВ |
Потери, кВт |
, % |
, % |
Ктр, тыс. руб. |
||
|
ВН |
НН |
||||||
4.4 В итоге суммарные капитальные затраты К, тыс. руб. определили соглас-но /2, с. 31/ по формуле
К=Кору+nКтр+Клэп. (4.14)
4.5 Эксплутационные расходы Сгод, тыс. руб, определили согласно /2, с. 32/ по формуле
Сгод = Собсл +Спот +Сам , (4.15)
где Собсл. - стоимость обслуживания, тыс. руб., обычно не учитывается, т.к. она мало влияет на технико-экономические показатели, сравниваемых вариантов схем электроснабжения,
Спот – стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.
Стоимость потерь электроэнергии Спот, тыс. руб. определили согласно /2, с. 38/ по формуле
Спот= С∆ РТмах, (4.16)
где С - стоимость электроэнергии по тарифу, руб/кВт∙ч,
∆Р- суммарные потери мощности в линиях и трансформаторах, кВт,
Тмах- число часов работы предприятия в год. ч.
Потери в линии , кВт определили согласно /6, с. 138/ по формуле
, (4.17)
где ∆р- потери мощности, Вт/А2*км,
l - длина линии, км.
Потери мощности ∆р, Вт/А2*км приняли согласно /4,7,8/
∆р1= Вт/А2*км,
∆р2= Вт/А2*км.
Реактивные потери холостого хода в трансформаторах , кВар определили согласно /2, с. 38/ по формуле
(4.18)
Реактивные потери короткого замыкания в трансформаторах к, кВар определили согласно /2, с. 38/ по формуле
(4.19)
Приведенные потери активной мощности в меди трансформатора (потери короткого замыкания), , кВт определили согласно /2, с. 40/ по формуле
(4.20)
где Кэк - коэффициент потерь, называемый также экономическим эквивалентом реактивной мощности.
Коэффициент потерь Кэк приняли в зависимости от системы электро-снабжения, согласно /2, с. 40/
Кэк=0,02.
Приведенные потери активной мощности холостого хода , кВт определили согласно /2, с. 40/ по формуле
(4.21)
Полные приведенные потери в трансформаторах, , кВт определили согласно /2, с. 40/ по формуле
(4.22)
где n - количество трансформаторов, шт,
- коэффициент загрузки трансформаторов.
Коэффициент загрузки трансформаторов определили согласно /2, с. 40/ по формуле
(4.23)
Суммарные потери мощности в линии и трансформаторах определили согласно /4, с. 187/ по формуле
∆Р=∆Рл +∆Рт. (4.24)
Стоимость амортизационных отчислении определили согласно /4, с. 188/ по формуле
, (4.25)
где Рлэп%, Ртр%, Рору% - амортизационные отчисления и отчисления на текущий ремонт на оборудование, трансформаторы и линии,
Клэп, Ктр, Кору - стоимость оборудования, трансформаторов и линии,
l - длина воздушной линии электропередач, км,
n - количество трансформаторов, шт.
4.6 Расход цветного металла (масса провода), Gт определили согласно /2, с. 127/ по формуле
Gт=gl, (4.26)
где g - масса 1км линии,
l - длина линии, км.
Расчетные данные вариантов схем электроснабжения внесли в таблицу 4.3 для сравнения технико-экономических показателей.
4.7 Принимая во внимание приведённые затраты выбрали вариант для электроснабжения завода. В дальнейшем применяли при расчётах напряжение кВ.
Таблица 4.3 – Технико-экономические показатели
|
Варианты электроснабжения |
Показатели |
|||
|
К, тыс.руб. |
Сгод, тыс.руб. |
Зпр, тыс.руб. |
Gт, кг |
|
|
Вариант 1 |
||||
|
Вариант 2 |