7 Вибір схеми зовнішнього електропостачання

НА ОСНОВІ ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНОГО ПОРІВНЯННЯ

Основні задачі систем електропостачання із точки зору економічної доцільності є багатоваріантними. Тому у проекті порівнюються два варіанти схем електропостачання на основі техніко-економічного розрахунку і по зведеним витратам з урахуванням технічного рівня, надійності, зручності в експлуатації вибирається один з варіантів.

Розглядаємо два варіанта зовнішнього електропостачання: живлення від напруги 35кВ ( 1 варіант )та живлення від напруги 150 кВ (2 варіант).

Розглянемо варіант живлення від напруги 35 кВ(варіант 1):

вимикачі вибираємо по струму, напрузі з урахуванням прокладки 2-х ліній.

I^НУР_розр= ; (7.1)

I^НУР_розр= =42,26 А ;

I^ПАР_розр=2∙I^НУР_розр ; (7.2)

I^ПАР_розр=2∙42,26=84,53 А .

За вимогами надійності електропостачання встановлюємо вакуумний вимикачем ВР 35 НС-35-20/1600У1, що має наступні параметри:

Таблиця 7.1 – Параметри вимикача ВР 35 НС-35-20/1600У1

Uном, кВ	Номінальний струм вимикача Iном, А	Номінальний струм вимикання Iном.вим., кА	Номінальний струм електродинамічної стійкості (амплітуда) iдін, кА	Стум термічної стійкості It,кА	Повний час вимикання,с
35	1600	20	52	20	3

Вибір повітряної лінії проведемо по економічній густині струму за формулою:

S= I^НУР_розр/j_е (7.3)

де I^НУР_розр – розрахунковий струм;

j_е =1,1 – економічна густина струму, для алюмінію при Т_мах=4500 год [7].

Розрахунковий струм в НУР розраховується за формулою (7.1):

S=42,26 /1,1=37,75 мм² .

Приймаємо найближче більше стандартне значення сталеалюмінієвого проводу – АС – 50/8.

Проведемо вибір лінії по нагріву по розрахунковому струму в ПАР(форсований режим) за умовою 7.2:

I^ПАР_розр=2∙42,26 =84,53 А

Перевіряємо вибраний переріз за максимальним навантаженням (форсований режим) :

I^ПАР_розр≤I_дл.доп ; (7.4)

84,53 ≤175 .

Остаточно вибираємо повітряну лінію типу АС – 50/8.

Капіталовкладення вакуумного вимикача становлять:

к_в=n_вим. ∙c_вим. (7.5)

де n_вим. – кількість вимикачей;

c_вим. – вартість одного вимикача.

K_в=2 ∙80000=160 тис. грн.

Капіталовкладення на лінії розраховуються:

k_ПЛ=с _ПЛ l∙ (7.6)

де c_ПЛ – вартість 1-го км повітряної лінії з урахуванням монтажу;

l – довжина лінії (l=7,4 км).

k_ПЛ=26,4∙7,4=195,36 тис. грн.

Капіталовкладення на трансформатори розраховуються за формулою:

K_тр.=c_тр. ∙n∙ ; (7.7)

c_тр – вартість трансформатора з урахуванням монтажу.

K_тр.= 420,5∙2=841 тис. грн.

Сумарні капіталовкладення вимикача, повітряних ліній, трансформатора становлять:

k_∑=k_в+k_ПЛ+k_тр ; (7.8)

k_∑=160+195,36+841=1196,36 тис. грн. .

Експлуатаційні річні затрати обчислюються:

И_год=И_пот+И_а+И_о (7.9)

де И_пот – затрати на втрати електроенергії,

И_а, И_о – затрати на амортизацію та обслуговування.

Втрати у двох ПЛ становлять:

ΔР=3∙І²_розр∙ R₀∙10^-3∙2∙l (7.10)

де І_розр – струм в ПЛ;

R_л – активний опір ПЛ;

l – довжина лінії;

R₀- удільний опір повітряної лініі (АС – 50/8) 0,91Ом/км.

ΔР=3∙42,26²∙ 0,91∙10^-3∙2∙7,4=72,29кВт

Втрати в трансформаторах – реактивні втрати ХХ і КЗ:

ΔQ_хх=I_хх* S_ном.тр /100 ; (7.11)

ΔQ_кз=U_кз* S_ном.тр /100 ; (7.12)

ΔQ_хх=1∙ 4000/100=40 кВар ;

ΔQ_кз=8 ∙4000/100=320 кВАр .

Приведені витрати активної потужності КЗ і ХХ (k_ек=0,06 кВт):

ΔP´_кз= ΔP_кз+ k_ек ∙ΔQ_кз ; (7.13)

ΔP´_хх= ΔP_хх+ k_ек ∙ΔQ_хх ; (7.14)

ΔP´_кз= 33,5+ 0,06 ∙320=51,5 кВт ;

ΔP´_хх= 6,7+ 0,06* 40=9,1 кВт.

Повні втрати в трансформаторах при k_з=0,63:

ΔР_тр.=2∙ (9,1+0,63²∙51,5)=59,08 кВт

Повні втрати в ПЛ та трансформаторах становлять:

ΔР_∑= ΔР_ПЛ+ ΔР_тр. ; (7.15)

ΔР_∑= 72,29+ 59,08=131,4 кВт .

Затрати, що викликані втратами електроенергії:

И_пот=с∙ΔW_год (7.15)

де ΔW_год - втрати електроенергії в елементах схеми,

с- вартість електроенергії 0. 1,1 грн/кВт∙год.

ΔW_год = ΔР_∑∙τ_max ; (7.16)

τ_max - число часов максимальних втрат, τ_{max =}(0,124+Т_max /10000)² ∙8760

ΔW_год = 131,4∙2886=379220,4 кВт∙год=379,22МВт∙год ;

И_пот=1,1∙379,22=417,142 тис. грн. .

Затрати на амортизацію:ї

И_а=к_а∙ k_∑ ; (7.17)

к_а –коефіцієнт затрат на амортизацію для вимикача і трансформатора

к_а =6,4 % , для повітряної лінії к_а =2,4 %

И_{а В}=0,064∙ 160=10,24 тис. грн.

И_{а Тр}=0,064∙ 841=53,82 тис. грн.

И_{а ПЛ}=0,024∙ 195,36=4,68 тис. грн.

Сумарні затрати на амортизацію:

И_а∑= И_аВ+ И_аТр +И_аПЛ (7.18)

И_а∑=10,24+53,82+4,68=68,74 тис.грн.

Затрати на обслуговування:

И_о=к_о ∙ k ; (7.19)

к_о - коефіцієнт затрат на обслуговування для для вимикача і трансформатора

к_о =3 %, для повітряної лінії к_а =0,4 %

И_{о В}=0,03 ∙160=4,8 тис. грн.

И_{о Тр}=0,03 ∙841=25,23 тис. грн.

И_{о ПЛ}=0,004 ∙195,36=0,78 тис. грн.

Сумарні затрати на обслуговування:

И_о∑= И_оВ+ И_оТр +И_оПЛ (7.20)

И_о∑=4,8+25,23+0,78=30,81 тис.грн.

Сумарні експлуатаційні затрати становлять:

И_год=417,142+68,74 +30,81 =516,69 тис. грн.

Розглянемо варіант живлення від напруги 150 кВ (варіант 2).

Розрахунковий струм в НУР розраховуємо за формулою 7.1:

I^НУР_розр=5113,5 /√3∙2∙150=9,85 А ;

Розрахунковий струм в ПАР розраховуємо за формулою 7.2:

I^ПАР_розр=2∙9,85=19,7 А .

За вимогами надійності електропостачання встановлюємо елегазовий вимикач HGF 113/1В, що має наступні параметри:

Таблиця 7.2 – Параметри вимикача HGF 113/1В

Uном, кВ	Номінальний струм вимикача Iном, А	Номінальний струм вимикання Iном.вим., кА	Номінальний струм електродинамічної стійкості (амплітуда) iдін, кА	Стум термічної стійкості It,кА	Повний час вимикання,с
150	2500	40	100	40	3

Капіталовкладення на встановлення вимикача розраховуються за формулою 7.3:

k_В=2 *330000=660 тис. грн.

Вибір повітряної лінії проведемо по економічній густині струму за формулою 7.4:

Розрахунковий струм в НУР розраховується за формулою:

I^НУР_розр= 5118,9/2∙√3∙150=9,69 А ;

Проведемо вибір лінії по нагріву по розрахунковому струму в ПАР (форсований режим) за умовою 7.2:

I^ПАР_розр=2∙9,69=19,38 А

Приймаємо найближче більше стандартне значення сталеалюмінієвого проводу – АС – 120 по втратам на корону.

Перевіряємо вибраний переріз за максимальним навантаженням (форсований режим) :

19,38≤142 .

Остаточно вибираємо повітряну лінію типу АС – 120.

Капіталовкладення на лінії розраховуються за 7.7:

k_ПЛ=59,9∙7,4=480,18 тис. грн.

На напругу 150 кВ обрані 2 трансформатори типу ТМН 4000/150:

Таблиця 3.1 – Технічні данні трансформатора ТМН- 4000/150.

Тип	Номінальна потужність , кВА	Номінальна напруга, кВ		, %	Втрати, кВт		, %
		ВН	НН
ТМН-4000/150	4000	150	10	10,5	7,7	28,5	1

Капіталовкладення на трансформатори розраховуються за формулою 7.9:

K_тр.=850∙2=1700тис. грн.

Сумарні капіталовкладення становлять за 7.10:

k_∑=660+480,18+1700=2840,18 тис. грн. .

Експлуатаційні річні затрати обчислюються по 7.11:

Втрати у ПЛ становлять по 7.12:

ΔР=3∙9,69²∙0,81∙10^-3∙7,4∙2=3,38 кВт

Втрати в трансформаторах – реактивні втрати ХХ і КЗ обчислюємо за формулами 7.13 та 7.14:

ΔQ_хх=1* 4000/100=40 кВар ;

ΔQ_кз=7,7* 4000/100=308 кВАр .

Приведені затрати активної потужності КЗ і ХХ (k_ек=0,06 кВт) розраховуємо за 7.15 та 7.16:

ΔP´_кз= 28,5+ 0,06* 308=46,98 кВт ;

ΔP´_хх= 7,7+ 0,06* 40=10,1 кВт.

Повні втрати в трансформаторах при k_з=0,63:

ΔР_тр.=2*(10,1+0,63²*46,98)=57,49 кВт

Повні втрати в ПЛ та трансформаторах становлять за формулою 7.17:

ΔР_∑= 3,38+ 57,49=60,86 кВт .

Затрати, що викликані втратами електроенергії розраховуємо за формулою 7.18, втрати електроенергії в елементах схеми розраховуємо за формулою 7.19:

ΔW_год = 60,86∙2886=175,641 МВт∙год ;

И_пот=1,1∙175,641=193,21 тис. грн. .

Амортизаційні відрахунки розраховуємо за 7.20:

И_{а В}=0,064 ∙660=42,24 тис. грн.

И_{а Тр}=0,064 ∙1700=108,8 тис. грн.

И_{а ПЛ}=0,024 ∙480,18=11,52 тис. грн.

Сумарні затрати на амортизаційні відрахунки розраховуємо за 7. 19

И_а∑=42,24+108,8+11,52=162,56 тис.грн.

Розходи на обслуговування розраховуємо за 7.21:

И_{о В}=0,03 ∙660=19,8 тис. грн.

И_{о Тр}=0,03 ∙1700=51 тис. грн. .

И_{о ПЛ}=0,004∙480,18=1,92 тис. грн. .

Сумарні затрати на обслуговування розраховуємо за 7.20

И_о∑=19,8 +51+1,92=72,72 тис.грн.

Сумарні експлуатаційні затрати становлять:

И_год=193,21 +162,56 +72,72 =428,49 тис. грн.

Приведені затрати визначаються за формулою:

З= k_н∙ k_∑+ И_год ; (7.21)

- для напруги 35 кВ:

З₁= 0,12∙ 1196,36+516,69=660,25 тис. грн.

- для напруги 150 кВ:

З₂= 0,12∙2840,18+428,49=769,3 тис. грн.

Сумарні річні затрати розраховуються за формулою:

(З₂ – З₁ )/ З₂ 100% ; (7.22)

(769,3– 660,25 /769,3)*100% =14,17 % .

Таким чином раціональнішим варіантом є варіант живлення від 35 кВ. Схема техніко-економічного порівняння варіантів зображена на листі 4 графічної частини.