Система электроснабжения любого предприятия может быть условно разделена на две подсистемы - это система питания и система распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят следующие элементы: питающие ЛЭП; ППЭ (ПГВ или ГПП), состоящие из устройства высшего напряжения, силовых трансформаторов и распределительного устройства низшего напряжения.

Таким образом, выбор системы питания производится в следующей последовательности:

Выбор рационального напряжения системы питания.

Выбор ЛЭП.

Выбор силовых трансформаторов ППЭ.

Выбор схем РУ ВН с учетом надежности.

Расчет надежности.

Среднегодовой ожидаемый ущерб.

Технико-экономический расчет.

Выбор РУ НН.

2.5.1 Выбор рационального напряжения

При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий важным вопросом является выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку их значения определяют параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Рациональное построение системы электроснабжения во многом зависит от правильного выбора напряжения системы питания и распределения электроэнергии.

Для определения приближенного значения рационального напряжения в проектной практике обычно используют следующие выражения:

;

где Рз - значение расчетной нагрузки завода, МВт;

l - расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км.

Для рассматриваемого предприятия они будут равны:

кВ,

==87,73 кВ.

Далее, намечают два ближайших значения стандартных напряжений (одно меньше , а другое больше ) и на основе ТЭР окончательно выбираем напряжение питания предприятия.

Варианты стандартных значений напряжения: 35 кВ и 110 кВ.

Так как, под рациональным напряжением понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат, то определяют приведенные затраты для каждого из вариантов:

; (15)

где ЕН = 0,15 о.е./год нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

суммарные издержки на амортизацию и обслуживание; Ккапитальные затраты; стоимость потерь электроэнергии;

У ущерб от перерывов электроснабжения.

Народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения У будет определен позже, после расчета надежности схем питания. Для выбора рационального напряжения необходимо определить капитальные вложения в строительство и стоимость потерь энергии.

Отчисления от капитальных вложений определяются как:

[руб./год]; (16)

Для воздушных линий 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах суммарные издержки на амортизацию и обслуживание равны [2]. Cуммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ равны [2].

Сравнение производят для следующей схемы представленной на рисунке 4.

Рисунок 4 Схема электроснабжения для расчета рационального напряжения

Капитальные затраты К, необходимые для осуществления электропередачи от источников питания к приемникам электроэнергии, зависят от передаваемой мощности S, расстояния l между источником питания и местом потребления или распределения.

Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения находятся по формуле:

(17)

где КЛ -- капитальные затраты на сооружение воздушных и кабельных линий; ;

КЛ0стоимость сооружения 1 км линий;

l -- длина линии;

КОБкапитальные затраты на приобретение оборудования (выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, измерительных трансформаторов, реакторов, шин, разрядников, силовых трансформаторов и т. п.).

Сначала определяют капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 110 кВ.

Находим КЛ110. Для определения капиталовложений на сооружение двух цепей линии 110 кВ (W1 и W2), необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой.

1. Определяют ток линии в нормальном и послеаварийном режимах:

=81,91 А; (18)

=163,82 А;

2. Сечение провода выбирают по экономической плотности тока ( jэк).

Для завода Тмах=4706 ч., следовательно jэк=1,1 А/мм2 [3].

Расчетное сечение провода равно:

=74,5 мм2; (19)

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-70/11. Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву током в нормальном и послеаварийном режимах согласно условию Iпар ? Iд, по потерям напряжения U , потерям на коронный разряд.

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева:

По ПУЭ допустимый предельный ток для провода на 110 кВ сечением 70/11 мм2 равен 265 А, следовательно Iпар = 163,82 А < Iд = 265 А. Сечение по данному условию подходит.

4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах:

(20)

=7,7 Ом; (21)

=8 Ом; (22)

Удельные сопротивления для провода АС-70/11 равны r0=0,428 Ом/км, xо=0,444 Ом/км [2]. Подставляя в формулу (20) получим:

5. По условиям коронного разряда и уровня радиопомех провод такого сечения можно использовать.

Стоимость ВЛЭП 110 кВ с проводами марки АС-70/11 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна , [2]. Учитывая то, что длина линии l=18 км, получаем 525,6 тыс. руб.

Стоимость сооружения аналогичной линии в современных условиях (ценах 2002г.) составляет =15355,278 тыс. руб.

Находят коэффициент пересчета для ВЛЭП по формуле:

.

Находят КОБ110. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 110 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор Т1 и Т2, выключатели Q1, Q2, Q3, Q4 и разъединители QS1QS8.

Так как на предприятии имеются потребители I категории, то устанавливают двухтрансформаторную подстанцию.

Мощность трансформаторов определяют по суточному графику нагрузки (рис 2). Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность по формуле:

=24677,649 кВА; (23)

Определяют мощность одного трансформатора:

=12338,825 кВА; (24)

Намечают трехфазный трансформатор с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, оборудованный системой регулирования напряжения ТДН - 16000/110 [8] (Sном = 16 МВА); и производим проверку на эксплуатационную перегрузку.

Коэффициент предварительной загрузки:

=1,07>1 (25)

Коэффициент максимума:

=1.95; (26)

Коэффициент аварийной перегрузки:

>1,5 (27)

Данный трансформатор не проходит по условиям выбора (К1>1, K2>1,5), следовательно, необходимо выбрать трансформатор большей стандартной мощности:

Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения ТРДН - 25000/110 [2]. Данные трансформатора: Sном = 25 МВА; Uвн = 115 кВ; Uнн = 6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5 кВ; Pх = 27 кВт; Pк = 120 кВт; Uк = 10,5%; Iх = 0,7%.

Коэффициент предварительной загрузки по (25): К1=0,87;

Коэффициент максимума по (26): Кmax=1,25

Коэффициент перегрузки по (27): К2=1,15>0,9 Кmax=1,125

По кривым зависимости коэффициентов К1 и К2 согласно [2] определяем К2ДОП.

К2ДОП=1,23> К2=1,15.

По условиям выбора данный трансформатор проходит.

Согласно [4] современная стоимость подобного трансформатора составляет:

Находят коэффициент пересчета для силовых трансформаторов.

Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 110 кВ мощностью SНОМ=25 МВА, равна [2].

Отсюда, определяют коэффициент пересчета по формуле:

Затем определяют КВ110. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-110Б-40/2000У1 [4].

(). Его стоимость равна

Определяем коэффициент пересчета на примере воздушного выключателя с электромагнитным приводом ВВЭ-10-20/1600У3. В 1984 году он стоил [4], а в 2002 году:

Отсюда, по формуле:

Следовательно, современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1, составляет:

Определяют КР110. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ),[20].

(). Его стоимость равна

Определяют коэффициент пересчета на примере разъединителя внутренней установки фигурного с заземляющими ножами РВФЗ-10/1000.

Так, выбранный разъединитель с приводом РВФЗ-10/1000 в 1984 году стоил [4], а в 2002 году:

Отсюда:

=105,4

Следовательно, современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) равна:

=13385 руб.

Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 110 кВ КОБ110, определяются по формуле:

Далее определяют капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ.

Находят КЛ35. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 35 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий.

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (18):

=257,42 А;

=514,84 А;

2. Сечение провода рассчитываем по экономической плотности тока (19):

=234,02 мм2;

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-240/32.

Уже на данном этапе расчета можно сделать вывод о невыгодности применения ВЛЭП на 35 кВ, поскольку провод такого сечения на данное напряжение на практике не применяется. Но для продолжения рассмотрения примера ТЭР, принимаем допустимую перегрузку линии в аварийном режиме равной 1,45 [19]. Тогда сечение линии должно соответствовать пропускаемой мощности Sn:

=21524,69 кВА;

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам:

=177,53 А;

=355,06 А;

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.

=161,39 мм2;

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-150/24.

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева.

По [3] допустимый предельный ток для провода сечением 150/24 мм2 равен 450 А, следовательно Iпар=355,06 А < Iд = 450 А. Сечение по данному условию подходит.

4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (20)(22):

R=0,19818=3,564 Ом;

X =0,40618=7,308 Ом;

Удельные сопротивления для провода АС-150/24 равны r0 = 0,198 Ом/км, xо = 0,406 Ом/км [5].

5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать.

Стоимость ВЛЭП 35 кВ с проводами марки АС-150/24 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [2].

Используя найденный ранее коэффициент пересчета , определяют, что современная стоимость данной ВЛЭП 35 кВ длинной l =18 км будет составлять:

=25,529,218=13402,8 тыс. руб.

Находим КОБ35. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 35 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор Т1 и Т2, выключатель Q1, Q2, Q3, Q4 и разъединитель QS1-QS8.

Так же, как и в предыдущем случае, устанавливаем двухтрансформаторную подстанцию.

Мощность трансформаторов выбрана в предыдущем случае, поэтому сразу выбираем трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения для систем собственных нужд электростанций ТРДНС - 25000/35 [2]. Данные трансформатора: Sном = 25 МВА; Uвн = 36,75 кВ; Uнн = 6,3/6,3; Pх = 25 кВт; Pк = 115 кВт;

Uк = 9,5%; Iх = 0,5 %. Трансформатор ТРДНС-25000/35 не может применяться для установки на подстанциях, поскольку он предназначен для систем собственных нужд электростанций. Это говорит о неприемлемости варианта системы питания на напряжение 35 кВ. Однако, для примера ТЭР, продолжаем расчет.

Стоимость трехфазного трансформатора 35 кВ мощностью SНОМ =25 МВА, равна [2].

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета на цены 2002 года, получаем, что капиталовложения в трансформатор по составят:

Затем находим КВ35. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 [4].

.Его стоимость равна

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета , современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 равна:

Определяют КР35. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-35/1000У1 [20].

.Его стоимость равна

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета , современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-35/1000У1, равна:

=91105,4=9591,4 руб.

Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 35 кВ КОБ35, равны:

=18120,72 тыс. руб.

Далее переходим к нахождению стоимости потерь энергии. Стоимость потерь энергии для линии и для оборудования (трансформатора) рассчитывается отдельно.

Стоимость потерь энергии для линий определяется по выражению, руб/год:

(28)

где I--максимальный ток в линии, А. Потери энергии будем для простоты определять без учета ежегодного роста нагрузки. Для линии 35 кВ =355,06 А, а для линии 110 кВ - =163,82 А;

R --активное сопротивление линий, Ом. Для линии 35 кВ =3,6 Ом, для линии 110 кВ =7,7 Ом.

-- время максимальных потерь, ч/год;

=3154 ч.

сЭ -- стоимость 1 кВтч потерь энергии по замыкающим затратам, руб/(кВтч). Величина сЭ в общем случае зависит от .

Согласно основным методическим положениям технико-экономических расчетов в энергетике стоимость потерь энергии по замыкающим затратам принята равной средней в энергосистеме себестоимости электроэнергии, отпущенной с шин новых конденсационных электростанций.

На современном этапе принимают .

Итак, стоимость потерь энергии для линии 35 кВ по (28):

=3355,0623,631540,5103= 2147,133 тыс. руб./год.

Стоимость потерь энергии для линии 110 кВ:

=3163,8227,731540,5103= 977,636 тыс. руб./год.

Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов определяется по выражению, руб/год,

(29)

здесь n -- число трансформаторов в группе. В данном случае для обоих вариантов напряжения n = 2.

PX и PK -- номинальные (табличные) потери холостого хо...