Электроснабжение агломерационной фабрики металлургического комбината (стр. 4 из 13)
где: t - число часов в году;
t - время maxпотерь; n - число трансформаторов.
кВт, 
руб/год.Общая стоимость потерь электроэнергии:
DUэл = DUл + DUт = 8553782,9 + 552954,456 = 9106737,356 руб/год.
Годовые затраты по 1-му варианту:
З = 6106000·0,125 + 9366725,356 = 10129975,36 руб/год.
2-й вариант.
Uпит =110кВ,2 трансформатора ТРДН-32000/110,2х цепная линия, марка провода АС 70/11.
Стоимость КТП с трансформаторами 3024200 рублей.
Стоимость сооружения линии 160500 руб/км.
Общая стоимость линии 4815000 рублей.
Общие капитальные затраты 7999700 рублей.
Определим издержки на амортизацию:
Uал = 4815000·0,028=134820 руб/год.
Uап=3024200·0,063=190524,6 руб/год.
Определим издержки на обслуживание и текущий ремонт:
Uтрл=4815000·0,004=19260 руб/год.
Uтрп=3024200·0,01=30242 руб/год.
Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание 374846,6 рублей.
Определим стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП:
Находим потери мощности:
кВт;где Pр и Qр с учетом потерь в трансформаторах ППЭ.
Стоимость потерь в ЛЭП:
DUл = DPл×t×C= 2767,42 323·0,24·0,71 = 2723787,37руб/год.
Определим стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:
Потери энергии в трансформаторах:
,где: t - число часов в году;
t - время maxпотерь;
n - число трансформаторов.
кВт/ч,DUт = DАт С = 800869,04 0,71 = 568617,023 руб/год.
Общая стоимость потерь электроэнергии:
DUэл = DUл + DUт = 2723787,37 + 568617,02 = 3292404,39 руб/год.
Годовые затраты по 2-му варианту:
З = 7839200·0,125 + 3667250,99 = 4647150,99 руб/год.
Составим таблицу 7 для сравнения вариантов.
таб.7
| Uпит т, кВ | К, руб | И, руб/год | З, руб/год |
| 35110 | 61060007839200 | 9366725,3563667250,994 | 10129975,364647150,994 |
Из рассмотренных вариантов в качестве рационального напряжения питания принимаем к установке напряжение 110 кВ.
5.4 Выбор схемы питания
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 подстанции без сборных шин.
Для выбора устройства высшего напряжения (УВН) необходимо рассмотреть как минимум два типовых решения; для них провести технико-экономический расчет (ТЭР) и на основании этого расчета принять наиболее экономичный вариант.
Сравниваемые схемы представлены на рис.4.
Так как расстояние от подстанции энергосистемы до ППЕ l= 50км, то целесообразно выбрать схему с выключателем. В качестве второго варианта примем схему короткозамыкатель-отделитель.
При расчетах капиталовложения на трансформаторы, выключатели на отходящих линиях, секционные выключатели не учитываются, так как они будут совершенно одинаковы.
1. Вариант.
Схема выключатель-разъединитель.
1. Выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1
к1 = 9000 руб.
2. Разъединитель РНДЗ.2-110/1000У1
к2 = 200 руб.
Капиталовложения: К1=к1+к2=9000+200=9200 руб.
Издержки: И1=Еа×К1=0,063×9200=579,6руб. /год.
 |
Рис.4 Схема устройства УВН.
2. Вариант.
Схема отделитель-короткозамыкатель.
1. Отделитель ОД-110Б/1000У1 к1=180 руб.
2. Короткозамыкатель КЗ-110УХЛ1 к2 = 200 руб.
3. Контрольный кабель АКВВБ 4х2,5
к’3=0,82 тыс. руб. /км;
к3 = 820×30 = 246 руб.
Капиталовложения:
К2=к1+к2+к3=180+200+24600=24980 руб.
Издержки: И2 = Еа×К2 = 0,063×24980 = 1573,74 руб. /год.
При рассмотрении вариантов электроснабжения необходимо произвести оценку надежности данных вариантов.
Оценка надежности производится на основании статистических данных о повреждаемости элементов электроснабжения, ожидаемого числа отключений для планового ремонта и времени, необходимого для восстановления после аварий и для проведения планового ремонта.
Оценку надежности проведем при последовательном включении элементов электроснабжения.
Оценка надежности производится на основании параметров, приведенных в таблице 8.
Таблица 8
| Варианты | Наименованияоборудования | w,1/год | Тв×10,лет | Кп,о. е. |
| 1 | Выключатель | 0,06 | 2,3 | 6,3 |
| Разъединитель | 0,008 | 1,7 | 1,1 | |
| 2 | Короткозамыкатель | 0,02 | 1,7 | 1,1 |
| Отделитель | 0,03 | 1,7 | 1,1 | |
| Контрольный кабель | 0,13 | 90,2 | 7,38 |
Параметр потока отказов одного присоединения:
1. Вариант.
= 0,06+0,008 = 0,068.2. Вариант.
= 0,02+0,03+0,13 = 0,18.Среднее время восстановления после отказа присоединений:
, час.1. Вариант.
час.2. Вариант.
час.Коэффициент аварийного простоя присоединения:
Ка = wа×Тв.
1. Вариант.
Ка1= 0,068·19,529 = 1,328 о. е.
2. Вариант.
Ка2=0,18·5740802 = 103,464 о. е.
Количество недоотпущенной электроэнергии вследствие отказа схемы присоединения:
DW=Руст×Ка, кВт×ч/год.
1. Вариант.
DW1=32980×1,328=43797,44 кВт×ч/год.
2. Вариант.
DW2=32980×103,464=3412232,72 кВт×ч/год.
Ущерб:
1. Вариант.
У1=У’×DW1=1,3×43797,44=56936,672 руб. /год.
2. Вариант.
У2=У’×DW2=1,3×3412232,72=4435915,536 руб. /год.
Полные затраты по вариантам:
З1=Ен×К1+И1+У1=0,125×9200+579,6+56936,672=58666,272руб. /год.
З2=Ен×К2+И2+У2=0,125·24980+1573,7+4435915,54=4440611,74руб. /год.
Приведенный технико-экономический расчет показал, что наиболее экономичный вариант: З1=58666,272 руб. /год.
| Напряженность электромагнитного поля по магнитной составляющей на расстоянии 50 см отповерхности видеомонитора | 0,3 А/м |
| Напряженность электростатического поля не должна превышать: | |
| - для взрослых пользователей | 20 кВ/м |
| - для детей дошкольных учреждений и учащихся средних специальных и высших учебных заведений | 15 кВ/м |
| Напряженность электромагнитного поля на расстоянии 50 см вокруг ВДТ по электрическойсоставляющей должна быть не более: | |
| - в диапазоне частот 5 Гц - 2 кГц; | 25 В/м |
| - в диапазоне частот 2 - 400 кГц | 2,5 В/м |
| Поверхностный электростатический потенциал не должен превышать: | 500 В |
Таким образом, принимаем первый вариант.
6. Разработка системы распределения электроэнергии
В систему распределения завода входят распределительные устройства низшего напряжения ППЭ, комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6 кВ и линии электропередач (кабели, токопроводы), связывающие их с ППЭ.
Выбор системы распределения включает в себя решение следующих вопросов:
1. Выбор рационального напряжения распределения;
2. Выбор типа и числа КТП, РП и мест их расположения;
3. Выбор схемы РУ НН ППЭ;
4. Выбор сечения кабельных линий и способ канализации электроэнергии.
6.1 Выбор рационального напряжения распределения электроэнергии на напряжении свыше 1000 В
Рациональное напряжение определяется на основании ТЭР и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности ЭП напряжением 6 кВ, 10 кВ, наличия собственной ТЭЦ и величины её генераторного напряжения, а также рационального напряжения системы питания. ТЭР не производится в следующих случаях:
-если мощность ЭП напряжением 6 кВ составляет менее 10-15% от суммарной мощности предприятия то рациональное напряжение распределения принимается равным 10 кВ, а ЭП 6 кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ.
-если мощность ЭП напряжением 6 кВ составляет более 40% от суммарной мощности предприятия, то рациональное напряжение распределения принимается равным 6 кВ.
44,1 %Согласно вышесказанному, рациональное напряжение распределения на данном предприятии принимается равным 6кВ.
6.2 Выбор числа, мощности трансформаторов цеховых ТП
Число КТП и мощность трансформаторов на них определяется средней мощностью за смену (Sсм) цеха, удельной плотностью нагрузки и требованиями надежности электроснабжения.
Если нагрузка цеха (Sсм i) на напряжение до 1000 В не превышает 150 - 200 кВА, то в данном цехе ТП не предусматривается, и ЭП цеха запитывается с шин ТП ближайшего цеха кабельными ЛЭП.