3.6 ОБОСНОВАНИЕ СХЕМ ЭЛЕКТРСНАБЖЕНИЯ
3.6.1 Выбор напряжения питания электрокотельной на основании технико-экономического сравнения вариантов (110 и 220 кВ)
Определим ориентировочное напряжение, по формуле:
Uном = 4,34×= 4,34×= 123,02 кВ.
где L = 20 км –длина линии;
Р = 48,96357 МВт –передаваемая по линии активная мощность.
Используя полученный результат принимаем к сравнению 2 варианта: в одном варианте первичное напряжение питающее электрокотельную 110 кВ, в другом 220 кВ.
Критерием выбора оптимального варианта является соответствие варианта техническим требованиям и наименьшее значение полных приведенных затрат:
З = Иi + ЕНКi +У,
где: i = 1, 2 – сравниваемые варианты;
ЕН =0,12– нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;
К – капиталовложения в электроустановку, т. руб;
У – ущерб (принимается равным нулю, так как варианты имеют одинаковую надежность), т. руб;
И – годовые эксплуатационные расходы, т. руб;
И = ИА + ИП,
где
a – норма амортизационных отчислений
ИПОТ = Сэ ∙ DWГОД, - издержки, вызванные потерями электроэнергии, т.руб/год;
DWГОД – годовые потери электроэнергии, кВт∙ч;
Сэ – средняя себестоимость электроэнергии в энергосистеме, руб/кВт∙час.
Сэ = руб/кВт∙час
где: α1 –основная ставка по тарифу;
β – дополнительная ставка по тарифу;
РЗАЯВ – заявленная активная нагрузка;
W ГОД – годовая потребляемая энергия, кВт∙ч;
Вариант 1:U=110 кВ
Расчетная нагрузка SР= 51616.79 кВ А
Выбираем ВЛ на U=110 кВ
Определяем расчетный ток:
Сечение ВЛ выбирается по экономической плотности тока jЭК.
ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1 А/мм2 [ 1 ]
Сечение линии
Выбираем по [11] ВЛ с сечением АСО-300 , IДЛИТ= 690 А.
Рассчитываем годовые потери электроэнергии:
1) Для воздушной линии: DWГОД Л = DРМАХ Л * t
где DРМАХ Л – потери активной мощности в элементе, кВт;
DРМАХ Л= 3 ∙ RO ∙ L ∙ IP2 ∙ n ∙ 10 -3 = 3 ∙ 0,108 ∙ 20 ∙ 270,92 ∙ 2 ∙ 10 -3 = 951,09 кВт
где RO =0,108 Ом/км –удельное сопротивление километра провода [11];
L = 20 км –длина воздушной линии;
n – число линий;
IP = - максимальный расчетный ток.
t = 8000 ч –время максимальных потерь [11].
Таким образом, годовые потери электроэнергии для воздушной линии составят:
DWГОД КЛ= DРМАХ * t = 951,09 ∙ 8000 = 7608720 кВт ∙ ч
2) Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле:
DWГОД ТР=
где n –количество трансформаторов;
SPAC – полная расчетная мощность, кВ А;
SНОМ ТР – номинальная мощность трансформатора, кВ А;
ΔРХХ и ΔРК –потери активной мощности в трансформаторе при холостом ходе и при коротком замыкании соответственно, кВт [11].
DWГОД ТР= кВт∙ч
Издержки, вызванные потерями электроэнергии:
ИП = Сэ ∙ DWГОД = 0,24 ∙ 10 -3 ∙ (7608720+2397528)=2401,5 т.руб/год
Расчет капиталовложений: К = КЛ + КВА
где Кл – капитальные вложения на сооружение воздушной линий.
КЛ =13,25тыс.руб/км – удельная стоимость прокладки воздушной линии [11] .
КЛ = КЛ ∙ L ∙ n =13,25 ∙ 20 ∙ 2 = 530 т.руб
КВА – капитальные вложения на сооружение высоковольтного оборудования:
Стоимость сооружения ОРУ-110 кВ: 72 т.руб [11] ;
Стоимость трансформатора 40000/110/6: 164,4 т.руб [11] ;
Стоимость ячейки ОРУ-110 кВ: 76 т.руб [11] .
КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 72+164,4 + 76 = 312,4 т.руб
Капиталовложения составят:
К = Кл + КВА =530 + 312,4 = 842,4 т.руб
Определяем годовые амортизационные отчисления. В них входят отчисления на воздушные линии и отчисления на оборудование.
Стоимость отчислений на воздушные линии:
САЛ=Кл ∙ Ψл= 530 ∙ 0,028 = 14,84 т.руб
где Кл=530 т. руб – капитальные затраты на линии
ΨЛ=0,028 – норма амортизационных отчислений [11]
Стоимость отчислений на оборудование:
САО=КВА ∙ ΨО=312,4 ∙ 0,088=27,49 т.руб
где КВА =312,4 т.руб – затраты на оборудование;
ΨО=0,088 – норма амортизационных отчислений на оборудование [11].
Определяем суммарные затраты на амортизацию:
ИА = САЛ+САО= 14,84+27,49=42,33 т. руб
Определяем суммарные приведенные затраты:
З = ИП + ИА +Ен ∙ К =2401,5+42,33+0,12×842,4=2544,92 т.руб
Результаты расчетов сводим в ниже следующую таблицу 7.
Вариант 2:U=220 кВ
Расчетная нагрузка SР= 51616,79 кВ А
Выбираем ВЛ на U=220 кВ
Определяем расчетный ток:
Сечение кабеля выбирается по экономической плотности тока jЭК.
ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1 А/мм2 [ 1 ]
Сечение кабеля
Выбираем по [11] ВЛ с сечением АСО-240, IДЛИТ= 609 А.
Рассчитываем годовые потери электроэнергии:
3) Для воздушной линии: DWГОД Л = DРМАХ Л ∙ t
где DРМАХ Л – потери активной мощности в элементе, кВт;
DРМАХ Л= 3 ∙ RO ∙ L ∙ IP2 ∙ n ∙ 10 -3 = 3 ∙ 0,13 ∙ 20 ∙ 135,52 ∙ 2 ∙ 10 -3 = 286,42кВт,
где RO =0,13 Ом/км –удельное сопротивление километра провода [11];
L = 20км –длина воздушной линии;
n – число линий;
IP =135,5 А – максимальный расчетный ток.
t = 8000 ч –в соответствии с [11].
Таким образом, годовые потери электроэнергии для воздушной линии составят:
DWГОД Л= DРМАХ ∙ t = 286,42 ∙ 8000 = 2291360 кВт ∙ ч
4) Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле:
DWГОД ТР=
DWГОД ТР= кВт∙ч
Издержки, вызванные потерями электроэнергии:
ИП = Сэ ∙ DWГОД = 0,093 ∙ 10 -3 ∙ (2397528+2291360) = 1125,3 т.руб/год
Расчет капиталовложений: К = Кл + КВА
КЛ=16,4 тыс.руб/км – удельная стоимость прокладки ВЛ[11] .
Кл= КЛ ∙ L ∙ n =16,4 ∙ 20 ∙ 2 = 656 т.руб
Стоимость сооружения ОРУ-220 Кв: 108 т.руб [11] ;
Стоимость трансформатора 40000/220/6: 378 т.руб [11] ;
Стоимость ячейки ОРУ-220 Кв: 152 т.руб [11] .
КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 108+152+378 = 638 т.руб
Капиталовложения составят:
К = Кл + КВА = 656 + 638 = 1294 т.руб
Определяем годовые амортизационные отчисления.
В них входят отчисления на кабельные линии и отчисления на оборудование.
Стоимость отчислений на кабельные линии:
САЛ=Кл ∙ Ψвл= 656 ∙ 0,028 = 18,4 т.руб
где Кл=656 т. руб – капитальные затраты на линии
ΨЛ=0,028– норма амортизационных отчислений [11]
Стоимость отчислений на оборудование:
САО=КВА ∙ ΨО= 638 ∙ 0,088=56,14 т.руб
где КВА = 638 т.руб – затраты на оборудование;
ΨО=0,088 – норма амортизационных отчислений на оборудование [11].
Определяем суммарные затраты на амортизацию:
ИА = САЛ+САО= 18,4 + 56,14 =74,54 т. руб
Определяем суммарные приведенные затраты:
З = ИП + ИА +Ен ∙ К =1125,3 +74,54 + 0,12 ∙ 1294 =1355,12 т.руб
Результаты расчетов сводим в ниже следующую таблицу 3.12.
Таблица 3.12. Технико-экономические показатели
|
№ |
Статьи затрат |
Стоимость затрат, тыс.руб |
|
|
U = 110 кВ |
U = 220 кВ |
||
|
1 |
Капитальные вложения в систему электроснабжения |
842,4 |
1294 |
|
2 |
Стоимость потерь за год |
2401,5 |
1125,3 |
|
3 |
Затраты на амортизацию |
42,33 |
74,54 |
|
4 |
Эксплуатационные расходы |
2443,83 |
1199,84 |
|
5 |
Приведенные затраты |
2544,92 |
1355,12 |
При анализе технико-экономических показателей двух вариантов, видно, что в варианте с напряжением 110 кВ приведенные затраты больше на 46,75%. Поэтому первичное напряжение питающее береговую насосную станцию принимаем равным 220 кВ.
3.6.2 Выбор схемы электроснабжения
На основании технико-экономического сравнения вариантов и расчета электрических нагрузок на электрокотельной к установке принимаются два двухобмоточных трансформатора ТДТН – 220/6 мощностью 40 МВА. Для поддержания требуемого уровня напряжения на шинах 6 кВ, трансформаторы принимаются со встроенным регулированием напряжения под нагрузкой. Надежность питания проектируемой подстанции обеспечивается питанием ее от двух независимых источников. На напряжение 6 кВ предусматривается схема с одной секционированной системой сборных шин.
3.6.3 Выбор режима нейтрали
Нейтралью называется совокупность соединенных между собой нейтральных точек трансформаторов или генераторов и проводников, присоединенных к заземляющему устройству непосредственно или через малое или большое сопротивление.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30
