Электроснабжение насосной станции

Рефераты / Физика и энергетика / Электроснабжение насосной станции

3) U = 110 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1б;

4) U = 35 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1б.

Окончательный вариант выберем на основании технико-экономического расчета (ТЭР).

Целью технико-экономического расчета является определение приведенных годовых затрат на монтаж и эксплуатацию оборудования. Наиболее экономичным решением электроснабжения является вариант, отвечающий требованиям и имеющ

ий наименьшие приведенные затраты. Если приведенные затраты отличаются на 5-10% (возможная точность расчетов), предпочтение следует отдавать варианту с меньшими капиталовложениями, с лучшими качественными показателями.

При проведении ТЭР критерием оптимальности решения являются меньшие расчетные (приведенные) затраты, определяемые по следующему выражению [14]:

Зi = Иi + Ен · Кi + Уi, (3.5)

где Ен = 0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год;

К - капиталовложения в электроустановку, руб/год;

И - годовые издержки производства, руб/год:

И = Иа.о+ Ипот, (3.6)

Иа,о = aа.о × К -амортизационные отчисления и издержки на обслуживание электроустановки (текущий ремонт и зарплата персонала), руб/год;

aа.о - норма отчислений, о.е;

Иnom - издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой электроустановке, руб/год:

Ипот = Ипот.т – Ипот.л (3.7)

Ипот.т и Ипот.л. - издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах и линиях электропередач (ЛЭП) соответственно, руб год.

Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов, руб/год [16]:

(3.8)

где n - число трансформаторов в группе;

DРх и DРк - соответственно номинальные потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

Сэ.х и Сэ.к - стоимость 1 кВт×ч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно (см. рис.6.2[16]), руб/(кВт-ч);

Т — время работы трансформаторов (при его работе круглый год Т = 8760 ч/год), ч/год;

Såm - расчетная полная мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, кВА;

Shom — номинальная мощность трансформатора, кВА;

t - время максимальных потерь, ч/год [5]:

(3.9)

Стоимость потерь энергии для линий, руб/год [16]:

Ипот.л = DЭл × Сэ (3.10)

Потери энергии в ЛЭП, кВт×ч/год

(3.11)

где S - полная мощность, передаваемая по ЛЭП, ВА;

U — номинальное напряжение ЛЭП, кВ;

го — удельное активное сопротивление ЛЭП, Ом/км;

L - длина ЛЭП, км;

n - число параллельно включенных ЛЭП.

Потери энергии в трансформаторах

(3.12)

Ущерб от перерыва электроснабжения определяется по формуле:

У = Тпер × Рр ×Уо, (3.13)

где Уо - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб/(кВт-ч);

Тпер — среднегодовое время перерыва электроснабжения, ч/год;

Рр - расчетная активная мощность, потребляемая предприятием, кВт.

Для определения времени перерыва электроснабжения необходимо произвести оценку надежности элементов электроснабжения по следующим выражениям [10]:

параметр потока отказов линии или присоединения

(3.14)

среднее время восстановления после отказа одной линии или присоединения

(3.15)

коэффициент аварийного простоя

ka = laå × Tвå, (3.16)

коэффициент планового простоя

kn = 1,2× kni.max; (3.17)

коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения, соответственно для второй линии

k2a.n = 0,5 × laå × kn npu kn £ Tвå; (3.18)

k2a.n = ka × (kn × 0,5 × Tвå) npu kn > Tвå; (3.19)

коэффициент аварийного простоя двух линий или присоединений при одинаковых параметрах надежности

knep = ka2 + 2 • k2a.n, (3.20)

среднегодовое время перерыва электроснабжения

Тпер = knep • 8760, (3.21)

где lai — параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения (СЭС), 1/год;

Tвi — среднее время восстановления после отказа, лет;

kni.max — максимальный коэффициент аварийного простоя одного элемента СЭС входящего в данное присоединение, о.е.

ТЭР для варианта №1.

Для того, чтобы учесть капитальные затраты на ЛЭП, необходимо предварительно выбрать сечение провода. При выборе сечения провода необходимо учесть потери мощности в трансформаторах ППЭ.

Каталожные данные трансформатора ТДН-16000/110 [14]:

DРх = 18 кВт; DРк = 85 кВт; Uк = 10,5%; Ix = 0,7%; Sном = 16000 кВА.

Потери мощности при работе двух трансформаторов

Потери мощности при работе одного трансформатора

Расчетная мощность, с учетом потерь мощности в трансформаторах ППЭ, в нормальном и послеаварийном режимах

Выбор сечения проводов ЛЭП.

Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше, согласно ПУЭ, производится по нагреву расчетным током. Проверка проводится по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможной неравномерности распределения токов между линиями.

Определим расчетный ток нормального и послеаварийного режимов соответственно

(3.22)

Выбираем провод марки АС-70/11 с Iдоп = 265 А и сечением F = 70 мм2, так как минимально допустимое сечение по условию потерь на корону согласно ПУЭ 70 мм2.

Сечение провода по экономической плотности тока

(3.23)