ЗКЛ= n *(рН +Са + Ст.р)*К + n*3*Iр 2*R0*l* β* τ (8.1б)
Расчетный ток кабельной линии находим по формуле:
, (8.2)
где Рр -расчетная мощность ТП, кВт
Uн – номинальное напряжение кабеля, кВ
n – количество кабелей в линии
Расчетное сечение кабеля определяется по формуле:
, (8.3)
где jэ- экономическая плотность тока, А/мм2. При Тmax=5909 ч по [2.628] jэ=1,2 А/мм2.
Расчет приведенных затрат на кабельные линии представлен в табл.8.1,8.2.,8.3
В настоящих расчетах кабели питающие цеха высоковольтной нагрузки не учитываются т.к. во всех вариантах схем они не меняются. Из схем представленных на рис.8.1, 8.2, 8.3 составляем оптимальную. Учитывая сложность технико-экономического сравнения прокладки траншей для узлов по вариантам, чтобы избежать повторного счета (количество кабелей в траншеях по участкам для разных вариантов неодинаково) приведенные затраты на прокладку кабельных линий определим по формуле:
ЗПРОКЛ = рнS(Ск о* lКЛ) (8.4)
где Ск о –удельная стоимость 1м траншеи по количеству кабелей в ней,тыс.у.е;
lКЛ – длина траншеи с одинаковым количеством кабелей в ней, м
Проведем расчет приведенных затрат на кабельную линию W11' питающую по магистральной схеме подстанции ТП11,ТП12, ТП13 от ЦРП. Таким образом по ней протекает ½ расчетной мощности цехов № 3, 6, 7,9, 23, 24, т.к. по условию надежности электроснабжения питание выполняется двумя кабелями - W11',W11'':
ЭП № 3, 6, 7,9, 23, - второй категории, ЭП №24 (3-ая категория)
P11’= (Pр3 + Pр6+ Pр7+ Pр9 + Pр23 + Pр24)/2
P11’=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/2 = 2049 кВт
Значение тока в кабеле определим по формуле (6,2):
Ip11’’= Pp11’ / (1,733*Uном)
Ip11’’= 2049/ (1,733*10) = 118,44A
Определяем сечение жил кабеля по экономической плотности тока Jэ=1,2
Fp11’’ = Ip12 / 1,2 = 118,44/1,2= 98,7мм2
принимаем ближайшее стандартное сечение жил кабеля ААШв (3´120) по[4.124]
при Iдоп=240А, Ro=0,258 Ом/км Cко= 3,08 у.е.
Ток в линии W11’ при обрыве линии W11’’ наибольший и составляет:
Ia= (Pр3 + Pр6+ Pр7+ Pр9 + Pр23 + Pр24)/1,73*Uном
Ia=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/1,73*10=4098/1,73*10 = 236,9А
Активное сопротивление кабеля при длине линии W11’ по плану (рис.8,1) L12=200м:
R11’= L12* Ro=200*0,258 *10-3 = 0,0516 Ом
Стоимость кабеля при удельной стоимости 1м Ск о = 3,08 у.е.
Ск11’ = 200*3,08*10-3 = 0,616 тыс.у.е.
Стоимость потерь электроэнергии в кабеле:
Сп11’=3*118,442*0,0516*0,015*4477*10-6=0,146 тыс.у.е.
Общие приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию кабельной линии с учетом стоимости потерь энегии в ней при n=1 определим по формуле (6,1)
З11 = (0,125+0,043+0,02)*0,616 + 3*118,442*(0,258*200)*0,015*4477*10-6= 0,262 тыс.у.е.
Рассчитаем аналогично все остальные кабели в этом варианте и все остальные варианты схемы электроснабжения и занесем результаты в табл. 8.1, 8.2, 8.3.Определим наиболее экономичный вариант, сравнивая стоимость узлов по вариантам.
Как видно из расчета, наиболее экономичным является 1-ый вариант состоящий из узлов:
Узел1 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=1,093 тыс.у.е./год
Узел2 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,565 тыс.у.е./год
Узел3 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,481 тыс.у.е./год
Узел4 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,77 тыс.у.е./год
Таким образом, оптимальным является первый вариант внутреннего электроснабжения,
С суммарными приведенными затратами:
ЗS= 2,909 тыс.у.е.
Для оптимального варианта схемы электроснабжения проведем подсчет затрат на прокладку кабельных линий по участкам, в зависимости от количества кабелей в одной укладке – n (шт), проложенных в траншее или по помещению, и взависимости от длины прокладки линии – L (м). Учитываем что удельная стоимость одного километра линии различается по количеству кабелй в ней, и приведена в таблице для каждого числа кабелей(n) в отдельности. Например: для n = 1 Суд=1,27 тыс.у.е./км
Удельные стоимости прокладки кабельных линий взяты в соответствии с [4.130]
Приведенные затраты на прокладку кабельных линий составят:
ЗПРОКЛ= 0,125*5,62254 = 0,703 тыс.у.е.
Таким образом схема внутреннего электроснабжения на напряжении Uн=10кВ более экономически выгодна чем при напряжении Uн=6кВ,что видно из таблиц 8,4 и 8,5
Однако определяющим фактором в окончательном выборе являются:
а) приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки в
варианте сети на 10 кВ (отсутствуют в сети 6 кВ),
б) приведенные затраты на линиию W*ГПП-ЦРП при 10 и 6 кВ длинной L=1,5 км
в) приведенные затраты на линии питающие ВВ нагрузку
7.2 Расчет приведенных затраты на ТП 10/6 кВ
Определим минимальные приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки
Проанализируем два варианта питания трансформаторами 10/6 кВ разной мощности
Намечаем два типоразмера трансформаторов Sном =1600 кВА и Sном =2500 кВА:
Вариант 1. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х1600,
питающих цеха №20 Руст=1440 кВт, №21 Руст=1260 кВт.
С учетом коэффициента спроса, в соответствии с расчетом нагрузки завода суммарная расчетная мощность составит (по таблице 4.1) - РрS=2160кВт
Вариант 2. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х2500кВА при РрS=2160кВт
Данные которых, определенные аналогично п.7,.приведем в таблице 8.7
Таблица 8.7. Справочные данные трансформаторов
|
Sном, кВА |
Uк,% |
Iх,% |
DPк, кВт |
DРх, кВт |
DQк, кВар |
DQх, кВар |
DРк', кВт |
DРх', кВт |
DP, кВт |
DW, кВт*ч |
|
1600 |
5,5 |
1,3 |
18 |
3,3 |
88 |
20,8 |
22,40 |
4,34 |
14,546 |
1,354х105 |
|
2500 |
5,5 |
1 |
23,5 |
4,6 |
55 |
14 |
14,95 |
3,15 |
11,519 |
1,533х105 |
|
|
||||||||||
Технико-экономическое сравнение варианта №1
Номинальные мощности трансформаторов определим из следующих выражений[2]
Sном ³ Рр/1,4; (8.5)
Принимаем к установке следующие трансформаторы:
Т1,Т2: ТМ-1600/10 DPх=3,3 кВт, DPк=18,0 кВт, uк=5,5%, iо=1,3%, КТ1=3,2 тыс.у.е.
Потери мощности и энергии в трансформаторах за год по (5.7)-(5.9):
DQх=1600*1,3/100= 20,8 квар, DQк =1600*5,5/100= 88 квар;
= 3,3+0,05*20,8= 4,34кВт, =18+0,05*88= 22,4 кВт,
Кз=2160 / 3200 = 0,675
ΔР1600= 4,34+0,6752*22,4 = 14,546 кВт.
Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов:
ΔР1= 2*14,546 = 29,092 кВт.
Потери электроэнергии в трансформаторах за год:
DW1= 2*4,34*8760+2*0,6752*14,546*4477=1,354 *105 кВт*ч,
Стоимость потерь электроэнергии при стоимости потерь 1 кВт*ч с0=0,015 у.е./кВт*ч:
Сп1=0,015*1,354*105= 2,031 тыс.у.е.
Общие капиталозатраты на сооружение:
К1 = 2*КТ = 2*3,2 = 6,4 тыс.у.е.,
Суммарные годовые затраты по первому варианту (ф-ла 5.10):
З1= (0,125+0,064+0,03)6,4+ 2,031 = 3,433 тыс.у.е.
Технико-экономическое сравнение варианта №2
Таким образом принимаем к установке 2 одинаковых трансформатора по табл.8.1:
Т1, Т2: ТМ-2500/10 DPх=4,6 кВт, DPк= 23,5кВт, uк=5,5%, iо=1%, КТ1= 4,6 тыс.у.е.,
Потери мощности и энергии в трансформаторах за год:
DQх= 2500*1/100 = 25 квар, DQк=2500*5,5/100 = 137,5 квар;
= 4,6+0,05*25 = 5,85 кВт, =23,5+0,05*137,5 = 30,375 кВт,
Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов найдем по формуле:
Кз,2 = 2160 / (2*2500) = 0,432
ΔР2500 = 5,85+0,4322*30,375 = 11,519 кВт.
ΔР1= 2*11,519 = 23,029 кВт.
Потери электроэнергии в трансформаторах за год:
DW2= 2*(5,85*8760 +0.4322 *30,375 * 4477) = 1,533 *105 кВт*ч,
Стоимость потерь электроэнергии:
Сп2=0,015*1,533 *105= 2,3 тыс.у.е./год,
Общие капиталозатраты на сооружение:
К2 = 2*КТ= 2*4,6 = 9,2 тыс.у.е.,
Суммарные годовые затраты по второму варианту:
З2= (0,125+0,064+0,03)9,2+ 2,3 = 4,315 тыс.у.е./год
Таким образом, сравнивая приведенные затраты двух вариантов:
З1= 3,433 тыс.у.е., З2=4,315 тыс.у.е. /год,
Приходим к выводу, что второй вариант 2´1600кВА является наиболее экономичным
Для питания высоковольтной нагрузки определяем два трансформатора ТМ-1600/10.
Таким образом, приведенные затраты на ТП10/6кВ для питания высоковольтной нагрузки составят:
З10/ 6 = 3,433 тыс.у.е.
7.3 Расчет приведенных затрат на кабельные линии питающие предприятие и высоковольтную нагрузку при напряжении “6кВ” и ”10кВ”
Аналогично пункту 6 проведем расчет в табличной форме для вариантов 6 и 10 кВ:
Суммарная потребляемая мощность завода с учетом компенсации реактивной мощности на низкой стороне с учетом потерь мощности в распределительной сети согласно табл.4.1 Рз =14548,1 кВт
Высоковольтная нагрузка получает питание непосредственно от ЦРП, либо посредством понижающей подстанции ТП5 10/6 кВ, расположенной вблизи ЭП №20, №21
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12
