И схема электроснабжения

Основные потребители по надёжности электроснабжения относятся к 1 и 2 категории, электроприёмников особой группы 1 категории нет.

По условиям технологического процесса производство является химически активным и взрывоопасным. Поэтому технологическая линия имеет высокий уровень автоматизации и механизации всех ступеней процесса от подачи шихты до работы печи и хранения продукта. Почва на территории предприятия загрязнена химически – активными продуктами, разрушающими броню и изоляцию кабелей. При разработке схемы электроснабжения решаются вопросы обеспечения надёжности, простоты обслуживания. Опыт эксплуатации современных мощных предприятий показывает, что наиболее целесообразным является применение закрытых распределительных устройств (ЗРУ) 35-110 кВ и выше. Целесообразность применения закрытого РУ 35-110 кВ обусловлена размещением вблизи карбидного цеха в зоне повышенных выбросов химического производства. Открытое РУ 35-110 кВ потребует создания усиленной изоляции на следующий класс напряжения и ухудшения условий эксплуатации, может привести к серьёзным нарушениям технологического процесса. Для повышения надёжности питания электроприёмники 1 и 2 категорий обеспечиваются электроэнергией от двух независимых взаиморезервируемых источников, резервирование электроснабжения осуществляется автоматически. По условиям электроснабжения и существующим положениям компенсации реактивной мощности карбидное производство должно быть оборудовано компенсирующим устройством для достижения оптимизации режима электропотребления активной и реактивной мощностей в часы максимума нагрузки энергосистемы. Электроснабжение карбидного производства от ГПП-2 региональной энергосистемы находится примерно в 1.5 км от рассматриваемого карбидного производства.

Питание печей производится по схеме голубоокого ввода напряжением 220 кВ непосредственно в цех к печным трансформаторам. На площадке карбидного производства ЗРУ-220 кВ по схеме «блок – линия – трансформатор».

Для выбора источника питания силовой нагрузки 10 кВ рассмотрено 2 варианта:

Вариант 1: питание от закрытой подстанции 110/10 кВ глубокого ввода с установкой двух силовых трансформаторов 16 МВА и РУ 10 кВ, а также сооружение двухцепной ЛЭП 110 кВ.

Вариант 2: питание от закрытой подстанции 35/10 кВ глубокого ввода с установкой двух силовых трансформаторов 16 МВА и РУ 10 кВ, а также сооружение двухцепной ЛЭП 35 кВ.

Технико-экономический расчёт с учётом изменяющихся элементов показал экономически целесообразным вариант 2, который и принят для питания нагрузок 10 кВ. Схемой электроснабжения предусмотрена компенсация реактивной мощности, обеспечивающей для карбидного производства повышение cosφ до 0,98 как требуется по условиям энергосистемы.

1.1. РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Таблица 1.1.

Расчёт электрических нагрузок.

№ п/п	Наименование участка	РУ, кВт	КС, о.е.	cosφ, о.е.	РМ = КС·РУ, кВт	QМ = РM·tgφ, квар	РМ, кВт	QМ, квар
	Склад электр. массы		0,5	0,76			19833,5	10751,8
	Барабанная мастерская		0,65	0,75	682,5	601,9
	Склад известняка м кокса		0,5	0,76		367,7
	Склад карбида		0,5	0,76		260,8
	Вагоно-опрокидыватель		0,4	0,6		378,8
	Склад сырья		0,5	0,76
	Станция нейтрализации		0,95	0,8	712,5	534,4
	Производство окатышей		0,85	0,85	1742,5
	Зал охлаждения	3x530	0,9	0,8		1073,2
	Шихтовальное отделение		0,9	0,85		641,4
	Сушка кокса		0,8	0,8
	Дробление и клас. извести		0,9	0,8		1383,7
	Классификация кокса		0,9	0,8		607,5

Продолжение таблицы 1.1

№ п/п	Наименование участка	РУ, кВт	КС, о.е.	cosφ, о.е.	РМ = КС·РУ, кВт	QМ = РM·tgφ, квар	РМ, кВт	QМ, квар
	Дробление кокса		0,9	0,8
	Шихтовка		0,4	0,75		299,8
	Извест. Обжига печи		0,95	0,96		748,1
	Печное отделение		0,95	0,85		2309,4
	Двигатели	2x630	0,95	0,9		579,7
	Двигатели	4x400	0,95	0,9		736,2

1.2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

1.2.1. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ГПП

Выбор количество трансформаторов зависит от требований к надёжности электроснабжения питающихся от подстанции потребителей и является, таким образом, технико-экономической задачей.

Мощность с учётом компенсации реактивной мощности:

где S_Н – полная номинальная мощность нагрузки;

Р_М – максимум активной нагрузки;

cos(φ) – коэффициент мощности.

Рис. 1.2. Суточный график нагрузки карбидного производства.

Коэффициент заполнения графика:

Время использования максимальной нагрузки:

t_МАХ = 2 часа.

По кривым кратностей допустимых нагрузок трансформаторов:

К_Н = 1,05.

Номинальная мощность трансформатора:

S_НТ = 16 000 кВА.

Коэффициент нагрузки в нормальном режиме:

Проверка в аварийном режиме:

ПУЭ допускает перегрузку масляных трансформаторов до 150%.

1.5· S_НТ = 1.5·16 000 = 24 000 кВА > S_М = 20 238.3 кВА.

Таблица 1.2.

Параметры силовых трансформаторов.

№ вар.	Тип трансформатора	UНОМ, кВ	UК, %	РКЗ, кВт	РХХ, кВт	iХХ, %	QХХ, квар
	ТДН 16000/110	115/11	10.5			0.7
	ТДНС 16000/35	36.75/10.5				0.55

1.2.2. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ

Критерием для выбора сечения воздушных и кабельных линий является минимум приведённых затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечния проводников производится не сопоставительным технико-экономическим расчётом в каждом конкретном случае, а по нормирующим обобщённым показателям.

Вариант 1:

(1.1)

где S_Э – экономически целесообразное сечение провода;

j_Э – экономическая плотность тока.

Расчётный ток:

(1.2)

α_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, α_i = 1.05;

α_Т – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Т_М и коэффициент её попадания в максимум энергосистемы К_М, α_Т = 1.2.

Максимальный расчётный ток:

(1.3)

Вариант 2:

Т_М = 6 300 час, j_Э = 1 для воздушных линий.

Здесь и далее стоимости приводятся для 1983 г.

Таблица 1.3.

Стоимость сооружения воздушных линий.

№ вар.	UН, кВ	Тип опор	Материал опор	Марка провода	SН, мм^2	IДД, А	Стоимость сооружения, руб./км
		двухцепная	железобетон	АС	70/11		21 400
		двухцепная	железобетон	АС	185/24		17 800

Опоры железобетонные двухцепные с подвеской одной цепи.

Таблица 1.4.

Стоимость сооружения воздушных линий.

№ вар.	UН, кВ	Тип ЗРУ	Тип транс-форматора	Кол-во и мощность, МВА	Сметная стоимость, руб.
		два блока с выключателями и выключателем в перемычке	ТДН	2x16	700 600
		два блока с выключателями и выключателем в перемычке	ТДНС	2x16	378 000

Таблица 1.5.

Нормы эксплуатационных и амортизационных

отчислений по основным фондам.

Наименование основных фондов	LАМ, %	LЭ, %
Воздушные ЛЭП 35-220 кВ на железобетонных опорах	2.4	0.4
Силовое электротехническое оборудование и РУ	6.4

1.2.3. РАСЧЁТ ПРИВЕДЁННЫХ ЗАТРАТ

Вариант 1:

Стоимость сооружения ЛЭП:

К_ЛЭП = К_У · l · К_УДОР · α_ПОПР · α_ТЕР, (1.4)

где К_У – удельные затраты на сооружение ЛЭП;

l – длина ЛЭП, l = 1.5 км;

К_УДОР – коэффициент удорожания (приведения цен 1983 г. к ценам 2014 г.), К_УДОР = 100;

α_ПОПР – поправочный коэффициент по условиям прохождения трассы для 35 – 110 кВ, α_ПОПР = 1.7;

α_{ТЕР ­­} – укрупнённый территориальный коэффициент к стоимости строительства для 35 – 110 кВ, α_ТЕР = 1.1.

Стоимость сооружения ГПП:

К_ГПП = К_У · К_УДОР · α_ТЕР. (1.5)

К_ЛЭП = 21 400·1.5·100·1.7·1.1 = 6 002 700 руб.

К_ГПП = 700 600·100·1.1 = 77 066 000 руб.

Суммарная стоимость ЛЭП и ГПП:

К_СУММ = К_ЛЭП + К_ГПП. (1.6)

К_СУММ = 6 002 700 + 77 066 000 = 83 068 700 руб.

Издержки на эксплуатацию и амортизацию:

И_ЛЭП = (L_АЛ + L_ЭЛ)· К_ЛЭП, (1.7)

где L_АЛ – норма расходов на амортизацию ЛЭП;

L_ЭЛ – норма расходов на эксплуатацию ЛЭП.

И_ГПП = (L_АГ + L_ЭГ)· К_ГПП, (1.8)

где L_АГ – норма расходов на амортизацию ГПП;

L_ЭГ – норма расходов на эксплуатацию ГПП.

И_ЛЭП = (0.024 + 0.004)·6 002 700 = 168 076 руб.

И_ГПП = (0.064 + 0.03)·70 600 000 = 7 244 204 руб.

Среднегодовые потери энергии для трансформатора:

(1.9)

где ΔР_ХХ – потери холостого хода трансформатора;

Т_Г – число часов в году;

ΔР_КЗ – потери короткого замыкания трансформатора;

Т_Р – число часов работы предприятия, Т_Р = 8 000 ч для трехсменной работы.

Среднегодовые потери энергии в ЛЭП:

ΔЭ_{ПОТ ЛЭП} = ΔР · Т_Р. (1.10)

(1.11)

(1.12)

ΔЭ_{ПОТ ЛЭП} = 3.5·8 000 = 28 069.7 кВтч.

Общие среднегодовые потери в трансформаторе и ЛЭП:

ΔЭ_ПОТ = ΔЭ_{ПОТ ТР} + ΔЭ_{ПОТ ЛЭП}. (1.13)

ΔЭ_ПОТ = 438 432.5 + 28 069.7 = 466 502.2 кВтч.

Стоимость потерь электрической энергии (мощности):

И_ПОТ = ΔЭ_ПОТ · Ц_ЭЭ(М), (1.14)

где Ц_ЭЭ(М) – конечная стоимость 1 кВтч электрической энергии с учётом стоимости приобретения мощности, Ц_ЭЭ(М) = 3 руб./кВтч.

И_ПОТ = 466 502.2·3 = 1 399 500 руб.

Суммарные издержки при реализации Варианта 1:

И_СУММ = И_ЛЭП + И_ГПП + 2· И_ПОТ. (1.15)

И_СУММ = 168 076 + 7 244 204 + 2·(1 399 500) = 10 211 280 руб.

Общие приведённые затраты:

З = Е_Н · К_СУММ + И_СУММ, (1.16)

где Е_Н – норма дисконта, Е_Н = 0.15.

З = 0.15·83 068 700 + 10 211 280 = 22 671 585 руб.

Вариант 2:

Стоимость сооружения ЛЭП и ГПП:

К_ЛЭП = 17 800·1.5·100·1.7·1.1 = 4 992 900 руб.

К_ГПП = 378 000·100·1.1 = 41 580 000 руб.

К_СУММ = 4 992 900 + 41 580 000 = 49 929 000 руб.

Издержки на эксплуатацию и амортизацию:

И_ЛЭП = (0.024 + 0.004)· 4 992 900 = 139 801 руб.

И_ГПП = (0.064 + 0.03)· 49 929 000 = 4 693 326 руб.

Среднегодовые потери энергии для трансформатора:

Среднегодовые потери энергии в ЛЭП:

ΔЭ_{ПОТ ЛЭП} = 16.2·8 000 = 48 600 кВтч.

Общие среднегодовые потери в трансформаторе и ЛЭП:

ΔЭ_ПОТ = 429 669.8 + 48 600 = 478 269.8 кВтч.

Стоимость потерь электрической энергии (мощности):

И_ПОТ = 478 269.8·3 = 1 434 809 руб.

Суммарные издержки при реализации Варианта 2:

И_СУММ = 139 801 + 7 244 204 + 2·(1 434 809) = 10 253 623 руб.

Общие приведённые затраты:

З = 0.15·49 929 000 + 10 253 623 = 17 742 973 руб.

Из вышеуказанных расчётов видно, что реализация Варианта 2 является экономически более обоснованной.

Дата добавления: 2015-07-17