Электрические нагрузки ремонтно-механического цеха

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:

тыс у е

 тыс у е

 28,075тыс у е

Суммарные затраты:

З1 = 2*77*(0,125+0,064+0,03) + 33,593= 67,319 тыс. у.е.

З2 = 2*86*(0,125+0,064+0,03) + 31,484= 69,152 тыс. у.е.

З3 = 2*96*(0,125+0,064+0,03) + 28,075= 70,123 тыс. у.е.

Таким образом более экономичным является вариант с трансформаторами 25000 кВА.,

Итоговые затраты варианта 35 кВ кВ:

З35 = 67,319 тыс.у.е.

8.2.2 Технико-экономический расчет варианта U=110 кВ

Намечаем три варианта мощности трансформаторов:

2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА,

Таблица 9.3. Справочные данные трансформаторов 110кВ

1.-Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим

ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при Pср= 9813,91 МВА:

Далее в соответствии с формулами (9.3)-(9.7) пункта 9.1

Так-же как и в предыдущем пункте 9.1, допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем

.                                                           

2. Нормальный режим.

Коэффициент загрузки в часы максимума:

;                                                           

Вариант 1:

КЗ1 = 44,545 / 2*25 = 0,891

Вариант 2:

КЗ2 = 44,545 / 2*40= 0,557

Вариант 3:

КЗ3 = 44,545 / 2*63=0,354

С точки зрения работы в нормальном режиме с учетом систематической перегрузки приемлемы все варианты.

В первом варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода, поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:

Sдоп max =1,3*2*25 = 65 > 44,545 МВА

3. Послеаварийный режим

Проверяем возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%):

Вариант 1:

1,4*25 =35 МВА. (35/44,545)*100%= 78,57%

Вариант 2:

1,4*40 =56 МВА. (56/44,545)*100%= 125,71%

Вариант 3:

1,4*63= 88,2 МВА, (88,2/ 44,545)*100%= 198%

Предполагая наличие потребителей I-ой, II–ой, III–ей категории у субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки ГПП будет равна:

РI = 28,7%

РII = 61,2%

РIII = 10,1%

Для первого варианта допустим временный перерыв в питании потребителей III –ей

и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.

Значит трансформаторы смогут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.

4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формуле (9.8) [3,42]:

Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1.

;  квар;

  квар;

;

 кВт;

 кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

;  кВт,

в двух параллельно работающих трансформаторах:

 кВт;  кВт,

здесь kз0,5- новый коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.

Вариант 2.

 квар;              квар;

 кВт;    

 кВт;

 кВт;    

 кВт.

Вариант 3.

 квар;               квар;

 кВт;  

 кВт;

 кВт;       

 кВт.

Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по (9.8) [3,42]:

;

=13,336 МВА;

= 23,34МВА;

= 32,35МВА;

Переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины “мощности перехода”, найденной по формуле (9.8). Потери электроэнергии на первой ступени S1=14,7 МВА составят:

 кВт*ч/год,

 кВт*ч/год,

Результаты расчёта по определению годовых потерь мощности и энергии по варианту (110 кВ)сведены в табл 9.4.

Таблица 9.4. Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (110кВ)

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:

= 36,766тыс у е

 = 32,0369тыс у е

 = 27,64тыс у е

Суммарные затраты:  

З1 = 2*84*(0,125+0,064+0,03) + 36,766 = 73,558 тыс. у.е.

З2 = 2*109*(0,125+0,064+0,03) + 32,0369= 79,779 тыс. у.е.

З3 = 2*136*(0,125+0,064+0,03) + 27,64 = 87,21 тыс. у.е.

Таким образом более экономичен вариант 110кВ 2х25000 кВА., З110 = 73,558 тыс.у.е.

8.2.3 Технико-экономический расчет варианта U=220 кВ

Намечаем два варианта мощности трансформаторов:

2*40 МВА, 2*63 МВА,

Принимаем по таблице[3] следующие трансформаторы:

Таблица 9.5. Справочные данные трансформаторов

Порядок расчета аналогичен предыдущему так как используем трансформаторы той же мощности но на напряжение Uвн=220кВ

С точки зрения работы в нормальном и аварийном режиме приемлемы все варианты

Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формулам (9.3)-(9.7) пункта 9.1.

Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1.

 квар;

 квар;

 кВт;

 кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

 кВт,

в двух параллельно работающих трансформаторах:

 кВт,

Вариант 2.

 квар;   

 квар;

 кВт;         

 кВт;

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

 кВт;      

в двух параллельно работающих трансформаторах:

 кВт.

Нагрузка, при которой необходимо переходить на работу с 2-мя трансформаторами

= 23,038 МВА;

= 35,31 МВА;

Потери электроэнергии на первой ступени (S1=14,7 МВА) составят:

 кВт,

Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ) сведены в табл.9.6.

Таблица 9.6. Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ)

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го варианта соответственно:

= 33,667 тыс у е

 = 35,388 тыс у е

Суммарные затраты:  

З1 = 2*169*(0,125+0,064+0,03) + 33,667 = 107,69 тыс. у.е.

З2 = 2*193*(0,125+0,064+0,03) + 35,388 = 119,92 тыс. у.е.

Таким образом более экономичен вариант 220кВ 2х40000 кВА., З220 = 107,69 тыс.у.е.

8.3 Выбор оптимального варианта воздушной линии электропередачи (ВЛЭП)

Линия, питающая ГПП, выполнена воздушной линией электро- передачи (ВЛЭП),

Двухцепной, по количеству трансформаторов ГПП, в соответствии с требованиями надежности электорснабжения.

Расчет сводится к определению минимальных приведенных затрат и проводится по методу экономических интервалов.

8.3.1 Технико-экономический расчет варианта U=35кВ

Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потерь мощности в трансформаторах ГПП, и возможностью отключения ЭП 3-ей категории в аварийном режиме, составит:

;

I расч =Imax= = 390,6 А.;

где - SPS - суммарная нагрузка предприятия и субабонента, кВт;

DРГПП – потери активной мощности в трансформаторах ГПП (35кВ), кВт;

UН – номинальное напряжение варианта исполнения ВЛЭП;

Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.

Сечение провода при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2 при Тmax>5000ч

(по табл. 4-47 [2,628]) определим по формуле:

.F = 390,6/1.0 = 390,6 мм2.

С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке, намечаем три варианта исполнения ВЛЭП по [6]:

а) АС-120/19 F=120 мм2 (Iдоп=380 А), r0 = 0,249 Ом/км, Ко = 17,3 тыс.у.е.

б) АС-150/24 F=150 мм2 (Iдоп=445 А)., r0 = 0,198 Ом/км, Ко = 17,8 тыс.у.е.

б) АС-185/29 F=185 мм2 (Iдоп=510 А)., r0 = 0,162 Ом/км, Ко = 18,4 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

КЛ1=17,3*60 = 1038 тыс. у.е.,

КЛ2=17,8*60 = 1068 тыс. у.е.

КЛ3=18,4*60 = 1104 тыс. у.е.

По табл. 7.32 [2,358] находим значения активных сопротивлений проводов:

RЛ1=0,249*60 = 14,94 Ом;

RЛ2=0,198*60 = 11,88 Ом.

RЛ2=0,162*60 = 9,72 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

Зл1 = (0,125+0,024+0,04)*1038 +2*(3*I2 * (14,94)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,04)*1068 +2*(3*I2 * (11,88)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,04)*1104 +2*(3*I2 * (9,72)* 4477*1,5*10-8);

Изменяя значение тока в формулах для каждого из вариантов от 50А до 390,6А, получим значение затрат, зависящее от величины тока в линии в различные моменты времени, по результатам расчетов (табл.9.7) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 35кВ (рис.9.1)

Таблица 9.7. Определение приведенных затрат ВЛ 35 кВ по экономическим интервалам

Очевидно, что сечения АС-120 наболее экономично, чем сечение АС-150, АС-185 предпочтительнее. Это объясняется тем что, кривая для сечения АС-120, храктеризующая затраты, при минимальных нагрузках – значительно ниже,а при при максимальных нагрузках ненамного превышает остальные кривые, что видно из графика.

Т.о. принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-120 (Iдоп=380 А)при U=35кВ.

8.3.2 Технико-экономический расчет варианта U= 110кВ

Ток, протекающий по линии:

I расч = = 124,28 А.;   Imax =2 I расч=2*124,28=248,56 А;

Сечение провода марки АС при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2:

 = 248,56/1.0 = 248,56 мм2.

Рассмотрим три варианта исполнения ВЛЭП

а) АС-70/11 F=70 мм2 (Iдоп=265 А), r0 = 0,428 Ом/км, Ко = 20,4 тыс.у.е.

б) АС-95/16 F=95 мм2 (Iдоп=330 А)., r0 = 0,306 Ом/км, Ко = 21 тыс.у.е.

в) АС-120/19 F=120 мм2 (Iдоп3805 А)., r0 = 0,249 Ом/км, Ко = 21,4 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

КЛ1=20,4*60 = 1224 тыс. у.е.,

КЛ2=21*60 = 1260 тыс. у.е.

КЛ3=21,4*60 = 1284 тыс. у.е.

Находим значения активных сопротивлений проводов:

RЛ1=0,428*60 = 25,68 Ом;

RЛ2=0,306*60 = 18,36 Ом.

RЛ2=0,249*60 = 14,94 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

Зл1 = (0,125+0,024+0,004)*1224 +2*(3*I2 * (25,68)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*1260 +2*(3*I2 * (18,36)* 4477*1,5*10-8);

Зл3 = (0,125+0,024+0,004)*1284 +2*(3*I2 * (14,94)* 4477*1,5*10-8);

Построим зависимость Зп= f(I), по результатам (табл.9.8) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 110кВ (рис.9.2)

Таблица 9.8. Определение приведенных затрат ВЛ 110 кВ по экономическим интервалам

Принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-120 (Iдоп=510 А)при U=110кВ

8.3.3 Технико-экономический расчет варианта U= 220кВ

Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потери мощности в трансформаторах ГПП, составит:

I расч = = 62,14 А.;

Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.

Сечение провода при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2 при Тmax>5000ч:

 = 124,28/1.0 = 124,28 мм2.

С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке (максимальный ток линии, в случае выхода из строя одной из двух составит 2Iрасч = 2*62,14=124,28 А), намечаем три варианта исполнения ВЛЭП

Рассмотрим сечения:

а) АС-240/32 F=240 мм2 (Iдоп=610 А), r0 = 0,121 Ом/км, Ко = 30,6 тыс.у.е.

б) АС-300/48 F=300 мм2 (Iдоп=690 А)., r0 = 0,125 Ом/км, Ко = 31,2 тыс.у.е.

в) АС-400/51 F=400 мм2 (Iдоп=835 А)., r0 = 0,075 Ом/км, Ко = 35 тыс.у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

КЛ1=30,6*60 = 1836 тыс. у.е.,

КЛ2=31,2*60 = 1872 тыс. у.е.

КЛ3=35*60 = 2100 тыс. у.е.

Находим значения активных сопротивлений проводов:

RЛ1=0,121*60 = 7,26 Ом;

RЛ2=0,125*60 = 7,5 Ом.

RЛ2=0,075*60 = 4,5 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

Зл1 = (0,125+0,024+0,004)*1836 +2*(3*I2 * (7,26)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*1872 +2*(3*I2 * (7,5)* 4477*1,5*10-8);

Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*2100+2*(3*I2 * (4,5)* 4477*1,5*10-8);

Построим зависимость Зп= f(I), по результатам (табл.9.9) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 220кВ (рис.9.3)

Таблица 9.9. Определение приведенных затрат ВЛ 220 кВ по экономическим интервалам

Рис 9.3. Приведенные затраты ВЛ 220 кВ для сечений провода АС-240,АС-300,АС-400

Принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-240 (Iдоп=610 А)при U=220кВ

Результаты расчетов по выбору варианта внешнего электроснабжения завода сведем в таблицу 9.10, сравним приведенные затраты на сооружение ГПП и ВЛЭП по вариантам с учетом потерь электроэнергии, выберем оптимальный вариант.

Таблица 9.10. Результаты расчетов по выбору варианта системы внешнего электроснабжения завода

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6