Таблица 1.1Электрооборудование электрокотельной
Расчет нагрузки группы
электроприемников, присоединенных
к ЩСУ-1:
Определяем средние нагрузки
за наиболее загруженную смену:
1.Насос аккумуляторных
баков:
РСМ1=РН1 ∙ n ∙ КИ = 15 ∙ 4 ∙ 0,65 = 39 кВт,
где РН – номинальная мощность, приведенная
к 100%, кВт;
n –количество электроприемников;
КИ – коэффициент использования.
QСМ1=РCМ1 ∙ tgφ =39∙ 0,75= 29,25кВАр
2.Конденсатный насос
РСМ2=РН2 ∙ n ∙ КИ = 5,5 ∙ 4∙ 0,65 = 14,3 кВт QСМ2=РCМ2 ∙ tgφ =14,3∙ 0,75 = 10,7кВАр
3.Насос охлаждения подшипников
РСМ3=РН3 ∙ n ∙ КИ = 11 ∙ 4 ∙ 0,65 = 28,6 кВт
QСМ3=РCМ3 ∙ tgφ =28,6∙ 0,75 = 21,45кВАр
4.Дренажный насос
РСМ4=РН4 ∙ n ∙ КИ = 7,45 ∙ 4×0,65 = 19,37 кВт
QСМ4=РCМ4 ∙ tgφ =19,37×0,75 = 14,52кВАр
5.Кран - балка
Двигатель хода кран - балки
(ПВ = 40%)
РСМа=РНа ∙
∙ КИ ×n= 18 ∙
∙ 0,1×1 = 1,134 кВт
Двигатель хода тележки
(ПВ = 40%)
РСМб=РНб ∙
∙ КИ×n= 5,5 ∙
∙ 0,1×1 =0,347 кВт
Двигатель подъема /спуска
(ПВ = 60%)
РСМв=РНв ∙
∙ КИ×n= 30 ∙
∙ 0,1×1= 2,34 кВт
Суммарная мощность кран
- балки
РСМ5= РСМа+ РСМб+ РСМв=1,134+0,347+2,34=3,821 кВт
QСМ5=РCМ5 ∙ tgφ =3,821 ∙ 1,73 = 6,6 кВАр
6.Рабочее освещение
РСМ6=РН6 ∙ n ∙ КИ = 14,55 ∙ 1 × 0,85 = 12,4 кВт
QСМ4=РCМ4 ∙ tgφ =12,4× 0,7 =8,68 кВАр
Определяем суммарные нагрузки
ΣРн=РН1+ РН2 + РН3 + РН4 + РН5 + РН6 = 15+5,5+11+7,45+(18+5,5+30)+14,55=107 кВт
ΣРСМ=РСМ1+РСМ2+РСМ3+РСМ4 + РСМ5 + РСМ6 = 39+14,3+28,6+19,37+3,82+12,4= 117,49 кВт
ΣQСМ=QСМ1+QСМ2+QСМ3+QСМ4+QСМ5+QСМ6=29,25+10,7+21,45+14,52+6,6+8,68= 92,18кВАр.
Коэффициент использования
находится следующим образом:
Отношение мощностей в группе:
Определение эффективного
числа электроприемников:
При m<3 принимается действительное
число электроприемников, m>3 и Ки>0,2
эффективное число электроприемников
определяется по ниже следующей формуле:
n'=
Км – табличная величина,
принимаемая в зависимости от значения
Ки и эффективного числа электроприемниковnэ.
В данном случае Ки=0,62 и
nэ=7,13; Км=1,58
Расчетная максимальная
нагрузка
Рм =Км ∙ Рсм=1,58×66,86=105,6 кВт
При nЭ>10 максимальная реактивная нагрузка
принимается равной среднесменное нагрузке,
а при nЭ<10 на 10% выше среднесменной.
Qм=1,1 ∙ Qсм = 1,1 ∙ 53,26 = 58,59кВАр
кВА
Определение полной мощности
ЩСУ-1:
Определение максимального
расчетного тока ЩСУ-1:
А
Нагрузка 6 кВ:
Асинхронные двигатели.
Сетевой насос 1 ступени:
Pсм=Pм=Pн×n×Ки=315×2×0,9=567 кВт.
Qсм=Qм=Pсм×tgj=567×0,51=289,2 кВАр.
Сетевой насос 2 ступени:
Pсм=Pм=Pн×n×Ки=400×2×0,9=720 кВт.
Qсм=Qм=Pсм×tgj=720×0,51=367,2 кВАр.
Электрокотел:
Pсм=Pм=Pн×n×Ки=10000×8×0,8= 64000 кВт.
Qсм=Qм=Pсм×tgj= 64000×0,33= 21120кВАр.
Расчет нагрузок на ЩСУ-2
аналогичен. Результаты расчета заносим
в таблицу нагрузок. (Приложение 1)
3.2 Выбор силовых трансформаторов
Номинальные мощности понижающих
трансформаторов выбираются по условиям
нормальной работы при отключении одного
из них. Для выбора мощности цеховой ТП
необходимо знать среднюю расчетную мощность
за максимально загруженную смену.
Рсм = 72,51
кВт; Qсм = 74,18 кВАр
В связи с преобладанием потребителей
I категории принимаем коэффициент загрузки
равным 0,65. К установке принимаем трансформаторы
с номинальной мощностью SНТ=100кВА.
Определим минимально необходимое
число цеховых трансформаторов:
NMIN = PCM/(КЗ ∙ SНТ) + DN = 72,15/(0,65∙100) + 0,76 =1,87≈ 2
Оптимальное число трансформаторов:
NОП = NMIN + m = 2 +0 = 2,
где m = 0
Наибольшая реактивная мощность,
которую целесообразно передавать через
2 трансформатора:
QMT =
=107,9 кВАр
Мощность компенсирующих установок
:
QКУ = QCM - QMT = 74,18 – 107,9 = - 33,72 кВАр
Установки компенсирующих устройств
не требуется.
Проверка трансформатора на загрузку:
В нормальном режиме необходимое
значение коэффициента загрузки
KЗ ≤ 0,6
В аварийном режиме необходимое значение
коэффициента загрузки
KЗ ≤ 1,2
Коэффициент загрузки как в
нормальном, так и в аварийном режиме соответствует
норме.
Выбираем трансформаторы типа:
ТМ-100/6/0,4.
Таблица 3.1 Технические
параметры трансформаторов
Тип трансформатора |
S, кВА
|
Номинальное напряжение,кВ |
Потери, кВт |
Iхх,% |
Uкз,% |
ВН |
НН |
Рхх, |
Ркз |
ТМ |
100 |
6 |
0,4 |
0,33 |
1,97 |
2,6 |
4,5 |
Таблица3.2 Технические параметры
КТП
Вид КТП |
SномкВА |
Uн, кВ |
Тип силовоготрансфор-
матора |
Тип коммутационных аппаратов
на 6 кВ |
Тип коммутационных аппаратов на 0,4 кВ |
На вводе с секционированием |
На линиях |
КТП-100 |
100 |
6/0,4 |
ТМ |
ПКТ - 6 |
Р - 30 |
А - 3700 |
Для выбора мощности подстанции необходимо
знать среднюю передаваемую мощность.
Рсм =48994,31 кВт;Qсм = 16366,11кВАр.
Полная среднесменная мощность:
Потери в трансформаторе приближенно
определяются по формулам:
ΔРТ = 0,025 ∙ SСМ = 0,025 ∙ 51655,51 = 1291,39кВт;
ΔQТ = 0,105 ∙ SСМ = 0,105 ∙51655,51= 5423,83 кВАр.
Полная среднесменная мощность с учетом
потерь:
Расчетная мощность трансформатора
двухтрансформаторной подстанции:
Выбираем два варианта с трансформаторами
разной мощности:
1.Трансформаторы типа
ТДТН-40000/220/6,6:
Проверка трансформатора на
загрузку:
В нормальном режиме необходимое значение
коэффициента загрузки
KЗ ≤ 0,7
В аварийном режиме необходимое
значение коэффициента загрузки
KЗ ≤ 1,4
Коэффициент загрузки, как в нормальном,
так и в аварийном режиме не превышает
норму.
2. Трансформаторы типа
ТДТН- 25000/220/6,6:
Проверка трансформатора на
загрузку:
В нормальном режиме необходимое значение
коэффициента загрузки
KЗ ≤ 0,7
В аварийном режиме необходимое
значение коэффициента загрузки
KЗ ≤ 1,4
Коэффициент загрузки как в
нормальном, так и в аварийном режимепревышает
допустимые значения.
К установке принимаем трансформаторы
типа: ТДТН –40000/220/6,6:
Таблица
3.3 Технические параметры трансформаторов
Тип трансформатора |
S, кВА
|
Номинальное напряжение,кВ |
Потери, кВт |
Iхх,% |
Uкз,% |
ВН |
НН |
Рхх |
Ркз |
ТДТН |
40000 |
230 |
6,6 |
54 |
220 |
0,55 |
22 |
3.3Выбор
и построение схемы электроснабжения
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 напряжениепитающее
электрокотельную 110 кВ, в другом 220 кВ.
Критерием выбора оптимального
варианта является соответствие варианта
техническим требованиями наименьшее
значение полныхприведенных 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,
гдеa – 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;
WГОД– годовая потребляемая энергия,
кВт∙ч;
Вариант 1:U=110кВ
Расчетная нагрузка: SР=51616.79кВ А
Выбираем ВЛ на U=110 кВ
Определяем расчетный ток:
Сечение ВЛвыбирается по
экономической плотности тока jЭК.
ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1 А/мм2[ 1 ]
Сечениепроводов линии:
Выбираем по [11] ВЛ с сечениемАСО-300 , IДЛИТ= 690А.
Рассчитываем годовые потери
электроэнергии:
Для воздушнойлинии: 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 =
= 951,09кВт ,
гдеRO =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 = 7608720кВт ∙ ч
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.
КЛ = КЛ ∙ L ∙ n =13,25 ∙ 20 ∙ 2 = 530 т.руб
КВА – капитальные вложения на сооружение
высоковольтного оборудования:
Стоимость сооружения ОРУ-110
кВ: 72т.руб.;
Стоимость трансформатора
40000/110/6: 164,4т.руб. ;
Стоимость ячейки ОРУ-110
кВ: 76тыс.руб.
КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 72+164,4 + 76 = 312,4 тыс. руб.
Капиталовложения составят:
К = Кл + КВА =530 + 312,4 = 842,4тыс.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 = 14,84тыс.руб.
где Кл=530тыс. руб. – капитальные
затраты на линии,
ΨЛ=0,028 – норма амортизационных отчислений.
Стоимость отчислений на
оборудование:
САО=КВА ∙ ΨО=312,4 ∙ 0,088=27,49тыс. руб.
где КВА =312,4тыс.руб. – затраты на оборудование;
ΨО=0,088 – норма амортизационных отчислений
на оборудование.
Определяем суммарные затраты
на амортизацию:
ИА = САЛ+САО= 14,84+27,49=42,33тыс. руб.
Определяем суммарные приведенные
затраты:
З = ИП + ИА +Ен ∙ К =2401,5+42,33+0,12×842,4=2544,92тыс.руб.
Результаты расчетов сводим
в ниже следующуютаблицу 7.
Вариант 2:U=220кВ
Расчетная нагрузкаSР=51616,79кВ А
Выбираем ВЛ на U=220кВ
Определяем расчетный ток:
Сечение кабеля выбирается
по экономической плотности тока jЭК.
ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1А/мм2[ 1 ]
Сечение кабеля
Выбираем ВЛ с сечением АСО-240, IДЛИТ= 609 А.
Рассчитываем годовые потери
электроэнергии:
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.
Таким образом, годовые
потери электроэнергии для воздушной
линии составят:
DWГОД Л= DРМАХ ∙ t = 286,42 ∙ 8000 = 2291360кВт ∙ ч
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 тыс.
руб./год
Расчет капиталовложений:К
= Кл + КВА
КЛ=16,4 тыс.руб./км – удельная стоимость
прокладки ВЛ.
Кл= КЛ ∙ L ∙ n =16,4 ∙ 20 ∙ 2 = 656тыс.руб.
Стоимость сооружения ОРУ-220Кв:
108 тыс.руб.;
Стоимость трансформатора
40000/220/6: 378 тыс.руб.;
Стоимость ячейки ОРУ-220Кв:
152 тыс.руб.
КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 108+152+378 = 638тыс.руб.
Капиталовложения составят:
К = Кл + КВА = 656 + 638 = 1294тыс.руб.
Определяем годовые амортизационные
отчисления.
В них входят отчисления
на кабельные линии и отчисления на оборудование.
Стоимость отчислений на
кабельные линии:
СКЛ=Кл ∙ Ψвл= 656 ∙ 0,028 = 18,4тыс. руб.
где Кл=656тыс. руб. – капитальные
затраты на линии
ΨЛ=0,028– норма амортизационных отчислений
Стоимость отчислений на
оборудование:
САО=КВА ∙ ΨО= 638 ∙ 0,088=56,14 тыс. руб.
где КВА = 638тыс. руб. – затраты на оборудование;
ΨО=0,088 – норма амортизационных отчислений
на оборудование.
Определяем суммарные затраты
на амортизацию:
ИА = САЛ+САО= 18,4 + 56,14 =74,54тыс. руб.
Определяем суммарные приведенные
затраты: