Проектирование системы электроснабжения машиностроительного завода (стр. 5 из 20)
t — время максимальных потерь, ч/год [определяется по заданному числу часов использования максимума Тмакс ]. Для машиностроительного завода, как уже отмечалось ранее,
[10]. Используя указанную зависимость 
для любых значений 
находят, что 
.сЭ — стоимость 1 кВт×ч потерь энергии по замыкающим затратам, руб/(кВт×ч). Величина сЭ в общем случае зависит от t.
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 110 кВ:
.Стоимость потерь энергии для линии 220 кВ:
.Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов определяется по выражению, руб/год,
здесь n — число трансформаторов в группе. В данном случае для обоих вариантов напряжения n = 2.
DPX и DPK — номинальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыкания, кВт. Для ТРДНС-40000/110: DPХ = 34 кВт; DPК = 170 кВт; для ТРДН-40000/220: DPХ = 50 кВт; DPК = 170 кВт.
cЭх и cЭк — стоимость 1 кВт×ч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно. Принимают cЭх = cЭк= 50 коп./кВт×ч.
Т — время работы трансформаторов, ч/год (при его работе круглый год Т = 8760 ч). В рассматриваемом случае,
.Sn — фактическая мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, МВ×А.
Итак, стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДНС-40000/110 равна:
Стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДН-40000/220 равна:
Таким образом, все необходимое для расчета приведенных затрат обоих вариантов строительства найдено.
Суммирование производится по элементам системы (линиям, трансформаторам и т. д.). Вариант считается оптимальным, если приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляющая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина постоянная), она может не учитываться, так как на выбор варианта не влияет.
Далее определяют приведенные затраты по элементам, но без учета ущерба:
· приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 110 кВ:
· приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 220 кВ:
· приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 110 кВ:
· приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 220 кВ:
В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 110 кВ, равны:
(44)В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 220 кВ, равны:
(45)Таким образом, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на напряжение 110 кВ и 220 кВ
. То есть, для рассмотренного случая, им будет являться напряжение 110 кВ.5.2 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения с учетом надежности
Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций желательно выполнять наиболее простыми. Учитывая расстояние до системы, уровень надежности потребителей, вид схемы питания и влияние окружающей среды, выбирают следующие две схемы РУ ВН.
а) б)
Рис. 7. Однолинейные схемы электрических соединений главных понизительных подстанций с двумя трансформаторами: а) - без выключателей на стороне высшего напряжения; б) - с выключателями.
Выбор схемы РУ ВН неоднозначен, поскольку с одной стороны установка выключателей на стороне высшего напряжения в связи с дороговизной кажется экономически необоснованной, но с другой стороны применение их в электроснабжении промышленных предприятий приводит к снижению экономических потерь во много раз при авариях и перерывах электроснабжения. Так как в схеме с выключателем время восстановления напряжения значительно ниже, то происходят меньшие нарушения технологического процесса, а так же предотвращается развитие аварий технологических установок. Особенно это важно в нефтеперерабатывающей и химической промышленности, т. к. перерывы в электроснабжении могут привести к значительному экономическому ущербу в технологии.
Достоверность вышесказанного можно подтвердить рассчитав надежность рассматриваемых схем.
5.2.1 Расчет надежности
Для расчета надежности в схему без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 7а) включено большее количество элементов, чем в схему с выключателями (рис. 7б), так как необходимо учитывать все элементы схемы до отключающего элемента, которым для схемы (рис. 7а) является высоковольтный выключатель подстанции системы.
Ремонтная перемычка QS7,QS8 (рис. 7а) и QS5,QS6 (рис. 7б) в нормальном (эксплуатационном) режиме работы не влияет на надежность схемы. Перемычка используется только в периоды ремонта одного из вводов. Поэтому в расчетах надежности она не учитывается.
В соответствии со схемами электроснабжения (рис. 7, а,б) составляют блок-схемы расчета надежности (рис. 8, а,б), заменяя элементы схем распределительных устройств блоками и нумеруя их по порядку.
Затем разделяют полученные блок-схемы на логические расчетные схемы (ЛРС) I, II, III и IV для упрощения расчетов.
а) б)
Рис. 8 Блок-схемы расчета надежности
Сначала рассчитывают надежность для схемы без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 7а).
Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 10.
Так как, рациональным напряжением питания было выбрано 110 кВ, то берут из таблицы 1 параметры элементов с номинальным напряжением 110 кВ. На низкой стороне подстанции рациональное напряжение будет определено технико-экономическим сравнением в расчете системы распределения. Учитывая, что показатели надежности элементов СЭС на напряжение 6 и 10 кВ одинаковы, то на данном этапе ограничиваются указанием возможных вариантов напряжения системы распределения.
Таблица 7
Показатели надежности элементов СЭС
| № элемента на расчетной схеме | Э л е м е н т ы | wа, (1/год) | Т х 10-3, (год) | wр, (1/год) | tр х 10-3, (год) |
| ИП1, ИП2 | Источники питания предприятия | 0 | - | - | - |
| 1, 3, 5, 7, 9, 11 | Разъединитель 110 кВ | 0,008 | 1,712 | - | - |
| 2, 8 | Ячейка с воздушным выклю-чателем 110 кВ | 0,18 | 1,256 | 0,67 | 2,28 |
| 4, 10 | Воздушная линия электропере- дачи 110 кВ на 1 км длины | 0,011 | 0,913 | 1,00 | 2,28 |
| 6, 12 | Трансформатор силовой 110/6-10 | 0,01 | 20,55 | 1,00 | 2,28 |
| 13, 14, 15, 16 | Ячейка масляного выключателя 6,10 кВ | 0,035 | 0,26 | 0,67 | 0,91 |
| 17, 18, 19, 20 | Отходящая линия 6,10 кВ при развитии отказов | 0,012 | 0,114 | - | - |
| - | Комплект АВР 6,10 кВ: · вероятность отказа · вероятность развития отказа при действии АВР | 0,18 0,04 | - - | - - | - - |
| - | Неавтоматическое включение резервного питания | - | 0,038 | - | - |
| - | Секция шин 6,10 кВ | 0,01 | 0,228 | - | - |
Сначала рассчитывается ЛРС I и II.
1. Определяют показатели аварийных отключений вводов (
).Средний параметр потока отказов для I ввода из-за аварийных отключений
равен сумме параметров потока отказов элементов I ввода 
и параметра потока отказов источника питания I ввода 
: