Разработка схемы электроснабжения блока вспомогательных цехов на напряжение выше 1 кВ

Внешнее электроснабжение проектируемого предприятия осуществляется на напряжении 110 кВ с помощью главной понизительной подстанции (ГПП). Для приема и распределения электроэнергии на напряжении 10 кВ предусматриваем РП. Ячейки сборных шин РП набираем из камер КСО – 292. Кабели напряжением 10 кВ проложены в земле, кроме кабеля к ТП ЦПО, поскольку эта подстанция располагается в непосредственной близости (длина кабеля 5 м) от РП.

   При разработке схемы внутреннего электроснабжения учитывается ряд факторов: месторасположение цеховых трансформаторных подстанции, количество трансформаторов на подстанциях, технические требования к надежности электроснабжения, качество электроэнергии, величина потребляемой мощности и другие.

   Намечаем к рассмотрению два варианта схем внутреннего электроснабжения. Первый вариант¾ это чисто радиальная схема (рисунок 7.2.1). Радиальная схема используются для питания цеховых ТП, расположенных вблизи от РП в радиусе до 100 м. При этом предусматривается глухое присоединение трансформаторов. Взаимное резервирование одно-трансформаторных ТП осуществляется при помощи кабельных перемычек на вторичном напряжении между соседними ТП. Пропускная способность перемычек составляет 20…30% мощности трансформатора.

   Второй вариант¾ это смешанная схема электроснабжения, когда удаленные цеха питаются по радиальным линиям, а две двухтрансформаторные подстанции цеха задних мостов и одна однотрансформаторная подстанция рамного цеха, расположенных упорядоченно,¾ по магистральной схеме (рисунок 7.2.2).

   Электрические схемы электроснабжения первого и второго варианта показаны на рисунках 7.2.3 и 7.2.4 соответственно.

Рисунок 7.2.1- Схема электроснабжения первого варианта

Рисунок 7.2.2- Схема электроснабжения второго варианта

Рисунок 7.2.3- Электрическая схема электроснабжения первого варианта

Рисунок 7.2.4- Электрическая схема электроснабжения второго варианта

С целью отыскания наиболее экономичного варианта воспользуемся методом минимума приведенных затрат. Приведенные затраты для каждого варианта определяются как

,                                          (7.2.1)

где Кi- капитальные вложения, тыс. руб.;

Иi-издержки, тыс. руб./год;

Ен- нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности, равный 0,12 (руб./год)/руб.;

i- номер варианта.

   Капитальные вложения в элементы системы электроснабжения определяем по укрупненным показателям стоимости на 1991 год с учетом изменения оптовых цех на промышленную продукцию коэффициентом Кинф=1300. Капвложения определяются как

,                                     (7.2.2)

,                                    (7.2.3)

,                                     (7.2.4)

где Ктп- стоимость трансформаторной подстанции;

      Кку- стоимость конденсаторных установок;

      Кя- стоимость ячейки, установленной в РП.

   Ежегодные издержки, связанные с эксплуатацией электрооборудования и сетей определяются как

,                             (7.2.5)

где Иам- амортизационные отчисления;

      Иэкс- эксплуатационные расходы;

      Ипот- стоимость потерь электрической энергии.

   Составляющие издержек определяются по формулам

,                                      (7.2.6)

,                                    (7.2.7)

,                                   (7.2.8)

где a_АМ- норма амортизационных отчислений, для оборудования 4,4%, для линий 4%;

     a_ЭКС- норма эксплуатоционных расходов, для оборудования 3%, для линий 2%;

     b_СР- средняя стоимость электроэнергии, определяемая по (6.2.5).

   Время максимальных потерь определяется как

.                         (7.2.9)

   Потери электроэнергии в конденсаторных установках определяется как

,                            (7.2.10)

где - суммарная мощность БНК, квар;

     qо- удельные потери, принимаемые для БНК до 1 кВ .

   При выполнении экономических расчетов повторяющиеся элементы в сопоставляемых вариантах не учитываем, поэтому в расчет принимаем только линии Л3, Л4, Л5, Л6, Л7 и трансформаторные подстанции ТП3.1, ТП3.2, ТП5 (по рисунку 7.2.3 и 7.2.4).

   Стоимость КТП ТМЗ-2´1000 на 1991 год 28,75 тыс. руб., КТП ТМЗ-1´1000¾ 14,43 тыс. руб., тогда по (7.2.2) получаем для первого и второго вариантов .

   Стоимость БНК по литературе [7]: УКЛН-0,38-600-150У3¾ 4,460 тыс. руб., УКБН-0,38-200-50У3¾ 1,865 тыс. руб. на 1991 год, тогда по (7.2.3) получаем для первого и второго вариантов .

   Поскольку в первом варианте РП имеет пять присоединений рассчитываемых элементов, а во втором варианте¾ два, то по (7.2.4) , , где 2,65 тыс. руб.¾ это стоимость ячейки РП с выключателем ВПМ-10.

   Чтобы определить капвложения в кабельные линии, определим нагрузки повариантно на каждую линию (таблица 7.2.1).

Таблица 7.2.1- Расчетные нагрузки кабельных линий

линия	Ррс, кВт	Qрс, квар	Рро, кВт	Qpo, квар	DРт, кВт	DQт, квар	Qнк, квар	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВА
Первый вариант
Л3, Л4	907,88	906,01	32,4	56,12	8,3	44,61	600	948,58	406,74	1032,1
Л5, Л6	907,88	906,01	32,4	56,12	8,3	44,61	600	948,58	406,74	1032,1
Л7	736	517,68	207,36	359,16	12,49	64,55	200	955,85	742,75	1210,5
Второй вариант
Л3	2551,8	2329,7	272,16	471,4	29,1	155,13	1400	2853,0	1556,2	3249,8
Л5	1643,9	1423,7	239,76	415,28	20,79	110,52	800	1904,4	1149,5	2224,5
Л7	736	517,68	207,36	359,16	12,49	64,55	200	955,85	742,75	1210,5
Л4	1815,8	1812,0	64,8	112,24	16,61	89,22	1200	1897,2	813,48	2064,2
Л6	907,88	906,01	32,4	56,12	8,3	44,61	600	948,58	406,74	1032,1

   Тогда, зная нагрузки каждой линии по экономической плотности тока выбираем сечение кабеля, а также определяем капвложения по удельной стоимости линии. Принимаем для кабелей экономическую плотность тока jэ=1,4 A/мм². Результаты сносим в таблицу 7.2.2.

Таблица 7.2.2- Капвложения в кабельные линии по вариантам

линия	Расчетный ток, А	Расчетное сечение, мм²	Длина линии, км	Марка и сечение кабеля	Удельная стоимость линии на 1991 год, т. р./км	Капвложения в линию с учетом Кинф, тыс. руб.
Первый вариант
Л3, Л4	59,6	42,6	0,06	ААШвУ-10(3´50)	2,21	2´172,38
Л5, Л6	59,6	42,6	0,13	ААШвУ-10(3´50)	2,21	2´373,49
Л7	69,9	49,9	0,195	ААШвУ-10(3´50)	2,21	560,24
сумма						1651,98
Второй вариант
Л3	187,6	134	0,06	ААШвУ-10(3´120)	3,2	249,6
Л5	128,4	91,7	0,07	ААШвУ-10(3´95)	2,82	256,62
Л7	70,4	50,3	0,07	ААШвУ-10(3´50)	2,21	201,11
Л4	119,2	85,1	0,06	ААШвУ-10(3´95)	2,82	219,96
Л6	59,6	42,6	0,07	ААШвУ-10(3´50)	2,21	201,11
сумма						1128,4

   Суммарные капвложения по вариантам  и .

   Используя формылы (6.2.6), (6.2.7) определим потери электроэнергии в кабельных линиях и трансформаторах. Результаты сносим в таблицы 7.2.3 и 7.2.4.

   По [7] время включенного состояния электрооборудования для двухсменной работе Тв=4000 часов. По формуле (7.2.9) время максимальных потерь .

Таблица 7.2.3- Потери электроэнергии в трансформаторах

Номер ТП	трансформаторы	DРх, кВт	DРк, кВт	bт	Тв, ч	t, ч	DWт, кВт×ч
3	4´1000	1,9	10,8	0,67	4000	2405	77039
5	1´1000	1,9	10,8	0,98			32545
сумма							109584

Таблица 7.2.4- Потери электроэнергии в кабельных линиях

линия	Удельное сопротивление, Ом/км	Длина линии, км	Расчетный ток, А	t, часов	DWл, кВт×ч
Первый вариант
Л3, Л4	0,625	0,06	59,6	2405	2´961,1
Л5, Л6	0,625	0,13	59,6		2´2082,3
Л7	0,625	0,195	69,9		4296,4
сумма					10383,2
Второй вариант
Л3	0,261	0,06	187,6	2405	3976,4
Л5	0,329	0,07	128,4		2739,4
Л7	0,625	0,07	70,4		1564,4
Л4	0,329	0,06	119,2		2024,7
Л6	0,625	0,07	59,6		1121,3
сумма					11425,2

   Потери энергии в конденсаторных установках по (7.2.10) .

   Дальнейший расчет вариантов сводим в таблицу 7.2.5.

Таблица 7.2.5- Приведенные затраты двух сравниваемых вариантов

№	Показатель	Обозначение и единица измерения	Значение
			Первый вариант	Второй вариант
1	Годовые потери энергии в элементах схемы	DW, кВт×ч	109584+10383,2++41600=161567,2	109584+11425,2+ +41600=162609,2
2	Амортизационные отчисления по (7.2.6)	Иам, тыс. руб.	5999,4+66,1= =6065,5	5544,7+45,1= =5589,8
3	Издержки на эксплуатацию по (7.2.7)	Иэкс, тыс. руб.	4090,5+33,1= =4123,6	3783,2+22,6= =3805,8
4	Средняя стоимость электроэнергии по (6.2.5)	bср, руб./МВт×ч	68	68
5	Стоимость потерь энергии по (7.2.8)	Ипот, тыс. руб.	10986,6	11057,4
6	Ежегодные издержки по (7.2.5)	И, тыс. руб.	6065,5+4123,6+ +10986,6=21175,7	5589,8+3805,8+ +11057,4=20453,0
7	Капитальные вложения по (7.2.2), (7.2.3), (7.2.4)	К, тыс. руб.	138002,48	127143,9
8	Затраты по (7.2.1)	З, тыс. руб.	37736,0	35710,3

   Таким образом разница между вариантами составляет 5,7%, значит для дальнейших расчетов принимаем второй вариант (смешанная схема).

   Определим для выбранного варианта основные фонды общезаводской электротехнической части, амортизационные отчисления  и эксплуатационные расходы от основных фондов, а также потери электроэнергии. На предприятии установлено пять КТП 2´ТМЗ-1000 (стоимость 28,75 тыс. руб.), одна КТП 1´1000 (стоимость 14,43 тыс. руб.) и одна ТП 2´1600 (стоимость 65,6 тыс. руб.). Тогда . На предприятии установлено пять батарей УКБН-0,38-200-50У3 (стоимость 1,865 тыс. руб.) и восемь УКЛН-0,38-600-150У3 (стоимость 4,46 тыс. руб.), тогда . На РП имеется 10 ячеек КСО-292 с выключателями ВПМ-10 (стоимость