Страница
12
3) U = 110 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1б;
4) U = 35 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1б.
Окончательный вариант выберем на основании технико-экономического расчета (ТЭР).
Целью технико-экономического расчета является определение приведенных годовых затрат на монтаж и эксплуатацию оборудования. Наиболее экономичным решением электроснабжения является вариант, отвечающий требованиям и имеющ
ий наименьшие приведенные затраты. Если приведенные затраты отличаются на 5-10% (возможная точность расчетов), предпочтение следует отдавать варианту с меньшими капиталовложениями, с лучшими качественными показателями.
При проведении ТЭР критерием оптимальности решения являются меньшие расчетные (приведенные) затраты, определяемые по следующему выражению [14]:
Зi = Иi + Ен · Кi + Уi, (3.5)
где Ен = 0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год;
К - капиталовложения в электроустановку, руб/год;
И - годовые издержки производства, руб/год:
И = Иа.о+ Ипот, (3.6)
Иа,о = aа.о × К -амортизационные отчисления и издержки на обслуживание электроустановки (текущий ремонт и зарплата персонала), руб/год;
aа.о - норма отчислений, о.е;
Иnom - издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой электроустановке, руб/год:
Ипот = Ипот.т – Ипот.л (3.7)
Ипот.т и Ипот.л. - издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах и линиях электропередач (ЛЭП) соответственно, руб год.
Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов, руб/год [16]:
(3.8)
где n - число трансформаторов в группе;
DРх и DРк - соответственно номинальные потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;
Сэ.х и Сэ.к - стоимость 1 кВт×ч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно (см. рис.6.2[16]), руб/(кВт-ч);
Т — время работы трансформаторов (при его работе круглый год Т = 8760 ч/год), ч/год;
Såm - расчетная полная мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, кВА;
Shom — номинальная мощность трансформатора, кВА;
t - время максимальных потерь, ч/год [5]:
(3.9)
Стоимость потерь энергии для линий, руб/год [16]:
Ипот.л = DЭл × Сэ (3.10)
Потери энергии в ЛЭП, кВт×ч/год
(3.11)
где S - полная мощность, передаваемая по ЛЭП, ВА;
U — номинальное напряжение ЛЭП, кВ;
го — удельное активное сопротивление ЛЭП, Ом/км;
L - длина ЛЭП, км;
n - число параллельно включенных ЛЭП.
Потери энергии в трансформаторах
(3.12)
Ущерб от перерыва электроснабжения определяется по формуле:
У = Тпер × Рр ×Уо, (3.13)
где Уо - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб/(кВт-ч);
Тпер — среднегодовое время перерыва электроснабжения, ч/год;
Рр - расчетная активная мощность, потребляемая предприятием, кВт.
Для определения времени перерыва электроснабжения необходимо произвести оценку надежности элементов электроснабжения по следующим выражениям [10]:
параметр потока отказов линии или присоединения
(3.14)
среднее время восстановления после отказа одной линии или присоединения
(3.15)
коэффициент аварийного простоя
ka = laå × Tвå, (3.16)
коэффициент планового простоя
kn = 1,2× kni.max; (3.17)
коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения, соответственно для второй линии
k2a.n = 0,5 × laå × kn npu kn £ Tвå; (3.18)
k2a.n = ka × (kn × 0,5 × Tвå) npu kn > Tвå; (3.19)
коэффициент аварийного простоя двух линий или присоединений при одинаковых параметрах надежности
knep = ka2 + 2 • k2a.n, (3.20)
среднегодовое время перерыва электроснабжения
Тпер = knep • 8760, (3.21)
где lai — параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения (СЭС), 1/год;
Tвi — среднее время восстановления после отказа, лет;
kni.max — максимальный коэффициент аварийного простоя одного элемента СЭС входящего в данное присоединение, о.е.
ТЭР для варианта №1.
Для того, чтобы учесть капитальные затраты на ЛЭП, необходимо предварительно выбрать сечение провода. При выборе сечения провода необходимо учесть потери мощности в трансформаторах ППЭ.
Каталожные данные трансформатора ТДН-16000/110 [14]:
DРх = 18 кВт; DРк = 85 кВт; Uк = 10,5%; Ix = 0,7%; Sном = 16000 кВА.
Потери мощности при работе двух трансформаторов
Потери мощности при работе одного трансформатора
Расчетная мощность, с учетом потерь мощности в трансформаторах ППЭ, в нормальном и послеаварийном режимах
Выбор сечения проводов ЛЭП.
Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше, согласно ПУЭ, производится по нагреву расчетным током. Проверка проводится по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможной неравномерности распределения токов между линиями.
Определим расчетный ток нормального и послеаварийного режимов соответственно
(3.22)
Выбираем провод марки АС-70/11 с Iдоп = 265 А и сечением F = 70 мм2, так как минимально допустимое сечение по условию потерь на корону согласно ПУЭ 70 мм2.
Сечение провода по экономической плотности тока
(3.23)
где jэ = 1 - экономическая плотность тока при Тmах > 5000 ч [17], А/мм2.
Определим потери напряжения в ЛЭП в послеаварийном режиме:
Для послеаварийного режима допускаются потери напряжения до 10% .
Окончательно выбираем провода марки АС-70/11 с Iдоп = 265 А.
ЛЭП на железобетонных опорах.
Капитальные затраты.
К = Ктр + Кору + Клэп + Ккл.эп = (2 × 53000) + (2 × 11500) + (2 × 7700 × 4) + (2 × 470 × 4) = = 194360 руб.