Технико-экономическое сравнение вариантов схемы внешнего электроснабжения

Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Алматинский университет энергетики и связи

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Madi kursovaya.docx

Скачиваний:

Добавлен:

01.07.2025

Размер:

491 Кб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 34 / 104 5 6 7 8 9 10 > Следующая >>>

Технико-экономическое сравнение вариантов схемы внешнего электроснабжения

Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы неограниченной мощностью, на которой установлены два раздельно работающих трёхобмоточных трансформатора мощностью по 63 МВА, напряжением 230/115/10,5 кВ. Мощность к.з. на стороне 230 кВ равна 1200 МВА.

Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 6 км.

Завод работает в две смены.

Для технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения завода рассмотрим два варианта:

I вариант – ЛЭП 115 кВ;
II вариант – ЛЭП 10,5 кВ;

Технико-экономический расчет для I варианта

Рисунок 1.3 - Первый вариант схемы электроснабжения

Выбираем электрооборудование по I варианту

Выбираем трансформаторы ГПП

Полная расчетная мощность трансформатора ГПП:

Выбираем два трансформатора мощностью 10000 кВА.

Коэффициент загрузки:

Выбираем два трансформатора мощностью 10000 кВА, типа ТМН-10000/110/11

Таблица 1.8 - Технические характеристики трансформатора ГПП

^Sном^,МВА

U_ВН, кВ

U_НН,кВ

Р_х_х,

кВт

Р_К,

кВт

U_КЗ, %

І_ХХ, %

Цена, тг

115

10,5

0,7

94 920 000

Определим потери мощности в трансформаторах ГПП :

Определим расчетные активные потери мощности :

Определим расчетные реактивные потери мощности:

Определим мощность, проходящую по ЛЭП:

Расчетный ток, проходящий по одной линии:

Ток аварийного режима:

По экономической плотности тока определяем сечение проводов:

где =1,1 А/мм² экономическая плотность тока, зависимая от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки. В моем случае – провода алюминиевые неизолированные, Т_м = 6000 ч/год.

По условию потерь на «корону», минимальное сечение для линий 110 кВ равно 70 мм². , то принимается провод марки: АС –70/11 ( х₀=0,444 Ом/км, r₀=0,428 Ом/км , I_доп=265 А).

Проверим выбранные провода по допустимому току.

При расчетном токе:

𝐼_доп ≥ 𝐼_р.ЛЭП, (265 А > 16,79А).

При аварийном режиме:

1,3 ∙ І_доп ≥ І_ав_._ЛЭП., (344,5 > 33,58 А).

Определим потери электрической энергии в трансформаторах ГПП:

При двухсменном режиме работы Т_вкл= 4000 ч.

  число часов использования максимума потерь и зависит от числа часов использования максимума нагрузки:

где Т_м = 4000 ч. – число часов использования максимума.

Определим потери электрической энергии в ЛЭП 110 кВ:

где R = r₀∙l = 0,428∙6 = 2,568 Ом, где r₀=0,428 Ом/км – удельное сопротивление сталеалюминевого провода, l=6 км - длина ЛЭП.

Выбор оборудования на U=110 кВ.

Перед выбором аппаратов составим схему замещения (см. рисунок 1.4) и рассчитаем ток короткого замыкания .

Рисунок 1.4 - Схема замещения

Принимаем S_б=1200 МВА; U_б=115 кВ.

Определяем базисный ток:

Определяем сопротивление трансформатора энергосистемы :

Трансформатор энергосистемы:

АТДЦТН-63000/220/110/11

Uвн=230 кВ; Uсн=115 кВ; Uнн=11 кВ; S=63 МВА; Стоимость- 130 000000.

Х_тр.эсХ_ВН + Х_СН

Для системы с неограниченной мощность Х_с=0

Ток короткого замыкания в точке К₁:

Определяем сопротивление ЛЭП:

Ток короткого замыкания в точке К₂:

Определяем сопротивление трансформатора ГПП:

Определяем базисный ток:

Ток короткого замыкания в точке К₃:

Определяем ударный ток в точке К1, K2, K3:

где К_уд1= 1,72 (для энергосистемы)

К_уд2= 1,8 (для Эс и ЛЭП)

К_уд3= 1,92 (для Эс, ЛЭП и тран-р ГПП) (лит. 2, таблица 2.45)

После расчета токов КЗ произведем выбор оборудования на U=110 кВ:

Выключатели В1, В2 выбираем по аварийному току трансформаторов системы. Найдем ток, проходящий через выключатели В1и В2:

К установке выбираем высоковольтный баковый элегазовый выключатель марки ВЭБ-110-40/2500 УХЛ1, стоимостью 17 млн.тг.

Проверка по условиям выбора высоковольтных выключателей В1 и В2:

U_Н ≥ U_УСТ; 110 кВ 110 кВ;

І_Н ≥ І _ав.В1,В2; 2500 А 330,66 А;

І_ОТКЛ ≥ І _К1; 40 кА 2,59 кА;

І_ДИН ≥ і_УД1; 81 кА 5,94 кА;

І_ОТКЛ² ∙ 𝑡_пр ≥ І _К1² ∙ 𝑡_от; 40 ∙ 3 кА²∙ с. 2,59² ∙ 0,03 кА²∙ с.

Секционный выключатель В3 выбираем по рабочему току:

Условия выбора выключателя В3:

U_Н ≥ U_УСТ; 110 кВ 110 кВ;

І_Н ≥ І _р.В3.; 2500 А А;

І_ОТКЛ ≥ І _К1; 40 кА 2,59 кА;

І_ДИН ≥ і_УД1; 81 кА 5,94 кА;

І_ОТКЛ² ∙ 𝑡_пр ≥ І _К1² ∙ 𝑡_от; 40 ∙ 3 кА²∙ с. 2,59² ∙ 0,03 кА²∙ с.

Проверка по условиям выбора высоковольтных выключателей:

Для выключателей В4 и В5 к установке выбираем высоковольтный баковый элегазовый выключатель марки ВЭБ-110-40/2500 УХЛ1, стоимостью 17 млн.тг.

U_Н ≥ U_УСТ; 110 кВ 110 кВ;

І_Н ≥ І _ав.В1,В2; 2500 А 330,66 А;

І_ОТКЛ ≥ І _К1; 40 кА 2,59 кА;

І_ДИН ≥ і_УД1; 81 кА 5,94 кА;

І_ОТКЛ² ∙ 𝑡_пр ≥ І _К1² ∙ 𝑡_от; 40 ∙ 3 кА²∙ с. 2,59² ∙ 0,03 кА²∙ с.

Для выключателей В6 и В7 к установке выбираем высоковольтный баковый элегазовый выключатель марки ВЭБ-110-40/2500 УХЛ1, стоимостью 17 млн.тг.

U_Н ≥ U_УСТ; 110 кВ 110 кВ;

І_Н ≥ І _лэп; 2500 А 74,03 А;

І_ОТКЛ ≥ І _К2; 40 кА 2,359 кА;

І_ДИН ≥ і_УД2; 81 кА 5,94 кА;

І_ОТКЛ² ∙ 𝑡_пр ≥ І _К2² ∙ 𝑡_от; 40 ∙ 3 кА²∙ с. 2,359² ∙ 0,03 кА²∙ с.

Проверка по условиям выбора разъединителей Р1, Р2. К установке выбираем разъединители типа РНДЗ–1-110/1000У1, стоимость 600 000 тг.,:

U_Н ≥ U_УСТ ; 110 кВ 110 кВ;

І_Н ≥ І _АВ.ТОК; 1000 А А;

Ітерм ≥ І _К1; 31,5 кА 2,59 кА;

І_{скв.ампл.} ≥ і_УД1; 80 кА 5,94 кА.

Проверка по условиям выбора разъединителей Р3, Р4, Р5, Р6. К установке выбираем разъединители типа РНДЗ–1-110/1000У1, стоимость 600 000 тг.,:

U_Н ≥ U_УСТ ; 110 кВ 110 кВ;

І_Н ≥ І _АВ.лэп; 1000 А А;

Ітерм ≥ І _К2; 31,5 кА 2,359 кА;

І_{скв.ампл.} ≥ і_УД2; 80 кА 5,94 кА.

Выбор ограничителей перенапряжения производится по напряжению. К установке выбираем ОПН типа ОПН-110У1, стоимостью 500000 тг.

Проверка по условиям выбора ОПН:

U_Н ≥ U_УСТ ; 110кВ 110кВ.

Найдем -коэффициент долевого участия проектируемого завода:

Долевое участие трансформатора системы:

Долевое участие выключателей В1 и В2:

Долевое участие выключателя В3:

Определим капитальные затраты на выбранное оборудование:

1) Затраты на трансформаторы системы:

К_{тр.сист}=₁×2×К_тр= 0,07 ×2× 130000000 =18 200000 тг.

2) Затраты на выключатели В1,В2:

К_В1,В2=₂×2×К_В1,В2= 0,03 ×2× 17000000 = 1020000 тг.

3) Затраты на выключатель В3:

К_В3=₃×К_В3= 0,015 × 17000000 =255000 тг.

4) Затраты на выключатели В4-В5:

К_В4-В5=×К_В4=2× 17000000 = 34 000000 тг.

5) Затраты на выключатели В6-В7:

К_В6-В7=×К_В5=2× 17000000 = 34 000000 тг.

6) Затраты на разъединители Р1-Р6:

К_Р1-Р6 =×К_Р1=6× 600000 = 3600000 тг.

7) Затраты на трансформаторы ГПП:

К_тр.гпп=×К_тр.гпп=2× 90000000 = 180 000000 тг.

8) Затраты на ОПН:

К_ОПН==×К_опн=2× 500000 = 1 000000 тг.

9) Затраты на ЛЭП-110 кВ Затраты на ЛЭП-110 кВ (железнобетонные двухцепные, свободностоящие), АС-70. Длина - 6 км. Стоимоть – 5700000 тг :

К_ЛЭП-110=l×К_лэп= 6 × 5 700 000 = 34200000 тг.

Суммарные затраты на оборудования для I варианта:

∑К_I= К_{тр.сист} + К_В1,В2+ К_В3+ К_В4-В5+ К_В6-В7+ К_Р1-Р6 +К_тр.гпп + К_ОПН + К_лэп

∑К_I=18200000+340000+102000+34000000+34000000+3600000+180000000+1000000+34200000= 234000000 тг.

К_обор= К_{тр.сист} + К_В1,В2+ К_В3+ К_В4-В5+ К_В6-В7+ К_Р1-Р6 +К_тр.гпп + К_ОПН

К_обор=18200000+340000+102000+34000000+34000000+3600000+180000000+1000000 =199800000 тг.

Амортизационные отчисления:

И_а.лэп =Е_а∙К_лэп=0,035∙34200000= 1197000 тг./год;

И_а.обор= Е_а.обор∙К_обор = 0,063∙199800000= 12587400 тг./год;

И_а∑= И_а.лэп+ И_а.обор= 1197000 + 12587400 = 13784400 тг./год.

Издержки на эксплуатацию:

И_{экс.лэп} = Е_{экс.лэп} ∙ К_лэп = 0,005∙34200000 = 171000 тг./год;

И_{экс.обор} = Е_{экс.обор} ∙ К_обор = 0,01∙199800000 = 1998000 тг./год;

И_экс.∑= И_{экс.лэп} +И_{экс.обор}= 171000 + 1998000 = 2169000 тг./год.

Издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой электроустановке за год:

И_пот=С_о∙( ∆W_тр.гпп+∆W_лэп)=22∙(245464,177 + 41989,445)= 287453,62 тг./год

С_o=22 тг./кВт·ч

Суммарные издержки:

И_I=И_а∑+И_экс.∑+И_пот = 13784400 +2169000+287453,62 = 16240853.62 тг./год

Приведенные суммарные затраты:

З_I=Е_н∙К_I+ И_I

З_I =0,12∙234000000 + 16240853.62= 44320853.62 тг./год

Е_н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, для расчетов в электроэнергетике Е_н=0,12 1/год.

2.Технико-экономический расчет для II варианта

Рисунок 5 - Второй вариант схемы электроснабжения

;

Выбор сечения ЛЭП-10 кВ:

а) Рабочий ток, проходящий по одной линии:

б) Ток аварийного режима:

I_ав=2∙I_р=2∙ =771,368 А

в) По экономической плотности тока определяем сечение проводов:

где j=1,1 А/мм² экономическая плотность тока, при Т_м=4000ч и алюминиевых проводах [Лит 5, таблица П1.2].

Принимаем токопровод марки: А –600 с I_доп=1000 А.

х₀=0,145 Ом/км, r₀=0,065 Ом/км.

Проверим выбранные провода по допустимому току.

При рабочем токе: I_доп=1000 А ≥ I_р=385,54 А;

При аварийном режиме: I_доп
ав=1,3∙I_доп=1,3∙1000=1300 A ≥ I_ав=771,368 A.

д) Потери электроэнергии в ЛЭП:

где R = r₀∙l= 0,065∙6=0,39 Ом,

где r₀=0,065 Ом/км - удельное сопротивление токопровода, l=6 км - длина ЛЭП.

Расчитаем токи короткого замыкания

S_б=1200 МВА; U_б=10,5 кВ.

кА

Определяем сопротивление трансформатора энергосистемы :

Трансформатор энергосистемы:

АТДЦТН-63000/220/110/11

Uвн=230 кВ; Uсн=115 кВ; Uнн=11 кВ; S=63 МВА; Стоимость- 130 000000.

Х_тр.эсХ_ВН + Х_СН

Для системы с неограниченной мощность Х_с=0

Ток короткого замыкания в точке К₁:

Определяем сопротивление ЛЭП:

Ток короткого замыкания в точке К₂:

Выбор выключателей на напряжение 10 кВ

Выбираем выключатели В1, В2 по аварийному току ЛЭП

Выключатель типа ВВЭ-10-31,5/1000 У3. Стоимость – 950 000 тг. [17]

Таблица ааааааааааа

Паспортные данные

Расчетные данные

Условия выбора

U_н=10 кВ

I_н=1000А

I_о_тк_л=31,5 кА

I_дин=80 кА

I²_откл t_т=31,5² 3=2976,75

кА²

U_р=10 кВ I_а_в=771,386А I_к1=9,88 кА i_у_д1=24,032 кА

I²_k₁ t_отк=6,9² 0,055=2,62кА²

U_нUр

_I_нI_ав

_I_о_тклI_к₁

_I_динi_у_д1

_I²_откл t_т I²_k₁ t_отк

Долевое участие выключателей В1,В2:

Секционный выключатель В3 выбираем по рабочему току:

Выключатель типа ВВЭ-10-31,5/630 У3. Стоимость – 750 000 тг. [17]

Паспортные данные

Расчетные данные

Условия выбора

U_н=10 кВ

I_н=630А

I_о_тк_л=31,5 кА

I_дин=80 кА

I²_откл t_т=31,5² 3=2976,75

кА²

U_р=10 кВ I_P=385,68А I_к1=9,88 кА i_у_д1=24,032 кА

I²_k₁ t_отк=6,9² 0,055=2,62кА²

U_нUр

_I_нI_ав

_I_о_тклI_к₁

_I_динi_у_д1

_I²_откл t_т I²_k₁ t_отк

Долевое участие выключателя В3:

Выключатели В4, В4 выбираем по аварийному току ЛЭП.

Выключатель типа ВВЭ-10-31,5/1000 У3. Стоимость – 750 000 тг. [17]

Паспортные данные

Расчетные данные

Условия выбора

U_н=10 кВ

I_н=1000А

I_о_тк_л=31,5 кА

I_дин=80 кА

I²_откл t_т=31,5² 3=2976,75

кА²

U_р=10 кВ I_а_в=771,368А I_к2=6,08 кА i_у_д2=15,477 кА

I²_k₂ t_отк=6,36² 0,055=2,2кА²

U_нUр

_I_нI_ав

_I_о_тклI_к₂

_I_динi_у_д2

_I²_откл t_т I²_k₂ t_отк

Выбор разъединителей на напряжение 10 кВ.

Разъединитель типа РВЗ-10/1000УХЛ2. Стоимость – 62 000тг. [18]

Паспортные данные

Расчетные данные

Условия выбора

U_н=10 кВ I_н=1000А I_{скв.ампл}=80 кА

I²_т t_т=31,5² 3=

=2977 кА²

U_р=10 кВ I_а_в=771,368А i_у_д2=15,477 кА

I²_k₂ t_отк=6,36² 0,055=2,2кА²

U_нUр

_I_нI_р

_I_{скв.ампл}i_у_д2

_I²_т t_т I²_k₂ t_отк

Выбор ограничитель перенапряжения:

ОПН-10-УХЛ1, Стоимость – 9500 тг.

Капитальные затраты на оборудования

1) Затраты на ЛЭП 10 кВ . А-600. Длина- 6 км. Стоимость - 8 400 000 тг [лит. 1, таблица 9.4]

К_Л_Э_П-₁₁₀=l×С_л_эп=6×19,2=115,2 млн. тенге

2) Затраты на выключатели В1,В2:

К_В1,В2=₁×n×С_В1,В2=0,771×2×950 000=1,465 млн. тенге

3) Затраты на выключатель В3:

К_В3=₂×С_В3=0,612×750 000=459000 тенге

4) Затраты на выключатели В4-В7:

К_В₄_-В₇= n×С_В4-В7 =4×750 000=1,5 млн. тенге

5) Затраты на разъединители:

К_разъед=n×С_разъед=4×620 000=2,48 млн. тенге

6) Затраты на ОПН:

К_ОПН=n×С_ОПН=2×9500=19 000 тенге

Суммарные затраты:

К_I_I= К_оборуд+ К_ЛЭ_П_-₁₁₀ ==5 923 000+115 200 000 = 121,123 млн. тенге.

Амортизационные отчисления:

И_а.лэп =Е_а∙К_лэп=0,028∙115 200 000= 3,226 млн.тг./год;

И_а.обор= Е_а.обор∙К_обор = 0,063∙5923000 = 373149 тг./год;

Е_а[лит. 5, табл. 2.23]

И_а∑= И_а.лэп+ И_а.обор= 3 226 000 + 373149= 3,599 млн.тг./год.

Издержки на эксплуатацию:

И_{экс.лэп} = Е_{экс.лэп} ∙ К_лэп = 0,004∙115 200 000= 0,46 млн.тг./год;

И_{экс.обор} = Е_{экс.обор} ∙ К_обор = 0,01∙5923000= 0,059 млн.тг./год;

Е_э[лит. 5, табл. 2.23]

И_экс.∑= И_{экс.лэп} +И_{экс.обор}=460 000 + 59230 = 519230 тг./год.

Издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой электроустановке за год:

И_пот=С_о∆W_лэп=22∙ = 29418676 тг./год

С_o=22 тг./кВт·ч

Суммарные издержки:

И_IІ=И_а∑+И_экс.∑+И_пот = 3599000+519230+29418676 = 33536906 тг./год

Приведенные суммарные затраты:

З_II=Е_н∙К_I+ И_I=0,12∙121123000 + 33536906 = 48071666 тг./год

Е_н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, для расчетов в электроэнергетике Е_н=0,12 1/год.

Таблица 11 - Годовые потери

Вариант	U_ном ,кВ	К_Σ, тг.	И_Σ, тг.	З ,тг.
I	110	315 100 080	21 842 442	44 320 853
II	10	121 123 000	22 536 906	48 071 666

Вывод: І вариант требует больше капиталовложения чем ІІ вариант, но в І-ом варианте меньше потерь и затрат. Поэтому, выбираю І вариант для дальнейших расчетов.

Расчет токов короткого замыкания Iкз (U= 6 кВ) с учетом подпитки от СД.

Рисунок 7 - Cхема замещения.

Найдем параметры схемы замещения.

S_б=1200 МВА; U_б=10,5 кВ.;

Определяем сопротивление системы:

где S_б=1200 - мощность к.з на стороне ВН трансформаторов подстанции.

Определяем сопротивление ЛЭП:

Определяем сопротивление трансформатора ГПП:

Определяем базисный ток:

Ток короткого замыкания в точке К₃:

Рассчитаем ток подпитки от СД

Исходные данные:

В цехе установлено 4 синхронных двигателя типа СТД-630-23УХЛ4 со следующими характеристиками:

Таблица 12 - Паспортные данные СДН-2-16-36-8

Тип

^P_ном, кВт

^U_ном, кВ

Частота вращения,

об/мин

tg

^Х^''d , %

СТД-630-23УХЛ4

630

10,5

3000

0,48

19,2

Находим полную мощность СД:

Определяем расчетный ток СД:

Выбираем марку и сечения кабеля к СД:

1) по экономической плотности тока:

2) по минимальному сечению:

;

Принимаем кабель маркой ААШв-6-(3x70), I_доп= 190 А > I_р.СД=35,29 А. Данные кабеля: r₀= 0,443 Ом/км; х₀= 0,08 Ом/км.

3) проверка по рабочему режиму с учетом поправочного коэффициента К_попр, зависящего от количества кабелей проложенных в одной траншее К_попр=0,8 (4 кабель в траншее):