Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 5,а) по формуле, равен:
Аналогично, для схемы (рис. 5,б):
Из табл. 9. По графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения (рис. 7):
Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 5,б) по формуле, равен:
Таким образом, среднегодовой ожидаемый ущерб УСГ от нарушения электроснабжения технологических установок для схемы (рис. 5,б) меньше, чем для схемы (рис. 5,а).
Рис. 7. Зависимость полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения
6.5 Технико-экономический расчет
Используют ту же методику, что и при определении рационального напряжения питания. Находят приведенные затраты для каждого варианта схем распределительных устройств высшего напряжения (рис 5, а,б).
При определении приведенных затрат на сооружение распределительных устройств высшего напряжения для каждого варианта схем суммирование производится по элементам схем (линиям, трансформаторам и т. д.). Вариант считается оптимальным, если приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляющая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина постоянная), она может не учитываться, так как на выбор варианта не влияет. В данном случае, не учитывают следующие составляющие: высоковольтные выключатели и разъединители подстанции системы; ВЛЭП, по которой осуществляется питание завода; силовые трансформаторы подстанции. Следовательно, капитальные затраты для схемы (рис 5,а) будет составлять стоимость разъединителей QS5, QS6, а для схемы (рис. 5,б) - стоимость разъединителей QS1 – QS4 и стоимость высоковольтных выключателей Q1 и Q2.
Нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для новой техники принимают равным ЕН = 0,15 о.е./год.
Cуммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ [8].
Современная стоимость высоковольтного оборудования была уже определена при выборе рационального напряжения питания. Она составила для высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1 , а для высоковольтного разъединителя
РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ)
Стоимость потерь энергии сЭ в данном случае не учитывают, так как она одинакова для обоих вариантов.
Отсюда, учитывая найденные ранее значения среднегодового ожидаемого ущерба, рассчитывают приведенные затраты для каждого варианта схем распределительных устройств высшего напряжения по формуле:
Таким образом, с точки зрения ТЭР схема с выключателями на высокой стороне подстанции (рис.5,б) является более выгодной, чем схема с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис.5,а), так как приведенные затраты для схемы (рис. 5,б) на меньше, чем для схемы (рис. 5,а).
Заключение
В результате проведения технико-экономического сравнения вариантов схем с учетом надежности электроснабжения потребителей выбирается схема с выключателями на высокой стороне (рис.5,б).
6.6 Выбор схемы распределительного устройства низшего напряжения с учетом надежности
Учитывая выбор силового трансформатора с расщепленной вторичной обмоткой мощностью 40 МВА с вторичным напряжением 6-10 кВ, выбирают схему РУ НН, изображенную на рис.8. Преимущество схемы состоит в том, что она позволяет значительно уменьшить отрицательное влияние нагрузок одной ветви на качество напряжения питания нагрузок другой ветви.
Рисунок 8 – Схема РУ НН
Компенсация реактивной мощности
При реальном проектировании энергосистема задаёт экономически выгодную величину перетока реактивной мощности (Qэкон), в часы максимальных активных нагрузок системы, передаваемой в сеть потребителю.
В дипломном проектировании Qэкон рассчитывается по формуле, где tgном находится из выражения:
где tgjб -базовый коэффициент реактивной мощности принимаемый для сетей 6-10 кВ присоединенных к шинам подстанций с высшим напряжения 110 кВ, tgjб= =0,5;
k-коэффициент учитывающий отличие стоимости электроэнергии в различных энергосистемах, для Омской энергосистемы: к = 0,8;
dм-это отношение потребления активной мощности потребителем в квартале max нагрузок энергосистемы к потреблению в квартале max нагрузок потребителя, для Омской энергосистемы: dм = 0,7;
Qэкон. = Рр· tgfэ = 36279,91·0,625=22675,94кВар,
Мощность компенсирующих устройств, которые необходимо установить на предприятии, рассчитываем по выражению:
34092,74- 22675,94 = 11417,8 кВар; (18)
При наличии компенсирующих устройств полная мощность предприятия будет равна:
42783, кВА . (19)
7. Выбор системы питания
Системы электроснабжения промышленного предприятия условно разделена на две подсистемы – систему питания и систему распределения энергии внутри предприятия.
В систему питания входят питающие линии электропередачи (ЛЭП) и пункт приема электроэнергии (ППЭ), состоящий из устройства высшего напряжения (УВН), силовых трансформаторов и распределительного устройства низшего напряжения (РУНН).
ППЭ называется электроустановка, служащая для приема электроэнергии от источника питания (ИП) и распределяющая её между электроприемниками предприятия непосредственно или с помощью других электроустановок.
Предприятие потребляет значительную мощность, а ИП удален, то прием электроэнергии производится либо на узловых распределительных подстанциях (УРП), либо на главных понизительных подстанциях (ГПП), либо на подстанциях глубокого ввода (ПГВ).
Так как у ПГВ первичное напряжение 35-220 кВ и выполняется по упрощенным схемам коммуникации на первичном напряжении, то в качестве ППЭ выбираем унифицированную комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ – 110/6 – 104.
7.1 Выбор устройства высшего напряжения ППЭ
Схемы электрических соединений подстанций и распределительных устройств должны выбираться из общей схемы электроснабжения предприятия и удовлетворять следующим требованиям:
- Обеспечивать надежность электроснабжения потребителей;
- Учитывать перспективу развития;
- Допускать возможность поэтапного расширения;
- Учитывать широкое применение элементов автоматизации и требования противоаварийной автоматики;
- Обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.
На всех ступенях системы электроснабжения следует широко применять простейшие схемы электрических соединений с минимальным количеством аппаратуры на стороне высшего напряжения, так называемые блочные схемы подстанций без сборных шин.
При выполнении блочных схем подстанции напряжением 35 – 220 кВ следует применить:
1. Схемы "отделитель-короткозамыкатель" при питании предприятия по магистральной линии и "разъединитель-короткозамыкатель" при питании по радиальной линии. В данной схеме отключающий импульс от релейной защиты подается на короткозамыкатель, который создает искусственное короткое замыкание, что приводит к отключению головного выключателя линии. При питании по магистральной линии отделитель во время бестоковой паузы срабатывает, отделяя УВН от линии, и через выдержку времени устройство АПВ на головном выключателе подает на него включающий импульс и линия вновь включается, обеспечивая электроснабжение оставшихся потребителей. При радиальной схеме устройство АПВ на головном выключателе не устанавливается, следовательно, отдельной схемы, при малых расстояниях от подстанции до короткозамыкателя (до 5 км), не рекомендуется из-за возникновения километрического эффекта.
2. Схемы глухого присоединения линии к трансформатору через разъединитель является более дешевой по сравнению с предыдущей, при малых расстояниях. Отключающий импульс в данной схеме подается по контрольному кабелю на головной выключатель.
3. Схемы с выключением на стороне высокого напряжения.
Выбор вида УВН осуществляется на основании технико-экономического расчета (ТЭР).
Наиболее экономичный вариант электроустановки требует наименьшего значения полных при приведенных затрат, которые определяются по выражению:
где ЕН = 0,12 нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, руб.
К – капиталовложения в электроустановку, руб.
И – годовые издержки производства, руб/год.
На основании вышеизложенного наметим два варианта и по результатам ТЭР выберем вариант с наименьшими затратами.
Вариант 1 Схема "разъединитель-короткозамыкатель" рис.6.
Вариант 2 Схема "Выключатель" рис. 7.
Вариант 1.
Капиталовложения
Разъединитель РНД3-1б-110/1000
Краз = 4,6 тыс. руб. согласно [7]
Короткозамыкатель КЗ-110У-У1(Т1)
ККЗ = 10,6 тыс. руб. согласно [7].
Стоимость монтажа и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с алюминиевыми жилами сечением 10х2,5 мм2, ККК = 11,3 тыс. руб.
Суммарные капиталовложения:
тыс. руб.
Вариант 2.
Капиталовложения ВВЭ-110Б-16/1000 УХЛ1
КВ = 90 тыс. руб. согласно [7]
Разъединитель РНД3-1б-110/1000
Краз = 4,6 тыс. руб. согласно [7]
Суммарные капиталовложения:
тыс. руб.
2. Издержки на амортизацию и обслуживание.
где Ра – амортизационное отчисление, руб. Р0 – затраты на электроэнергию, руб. РР – расходы на эксплуатацию, руб.
Вариант 1
тыс. руб.
Вариант 2
тыс. руб.
3. Полные приведенные затраты
Вариант 1.
тыс. руб.
Вариант 2
тыс. руб.
Окончательно выбираем наиболее экономичную схему УВН ППЭ, т.е. схему "Выключатель" вариант 2.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21
