2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения
2.3.1 Обоснование принимаемых значений напряжения
внешнего электроснабжения
Наилучшим вариантом питания Котельной №3, исходя из экономической выгодности, является сооружение ГРП, т.к. совсем неподалеку (728 метров от самой котельной) расположена подстанция КЖБИ 35/10, от которой мы и запитываем ГРП по двум независимым кабельным линиям проложенным в раздельных траншеях и подключенных к двум секциям шин. Кроме того, на питающей подстанции имеется АВР, которое обеспечивает необходимую для потребителей второй категории надежность. Кабельные линии, питающие трансформаторные подстанции, выполним двумя кабелями марки АПвЭП, проложенными в разных траншеях, также напряжением 10 кВ.
2.3.2 Определение расчетной нагрузки предприятия
Схема внешнего электроснабжения включает в себя часть системы электроснабжения предприятия, начиная с источника питания и заканчивая главным пунктом распределения электроэнергии на территории предприятия. Исходя из того, что котельная относится ко второй категории потребитлей по надежности электроснабжения, на ней предусмотрено секционирование шин приемного пункта, питание, как уже было сказано ранее, для каждой секции производится по отдельным линиям.
2.3.3 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения.
Определяем полную расчетную нагрузку предприятия.
,
(26)
,
(27)
,
(28)
,
(29)
=
(
)
(30)
где кО=0,9 – коэф. одновременности.
РΣРТП=2102,07 кВт,
РΣ10кВ=3197 кВт,
РР.ПР=0,9· (2102,07 +3197)=4769,2 кВт,
QΣРТП=1002,57 кВАр
QΣ10кВ=4415,17 кВАр,
QР.ПР=0,9· ((1002,57+4415,17)=4947,5 кВАр,
SР.ПР
=
=6871,9
кВА.
Определим коэффициент мощности предприятия:
,
(31)
Исходя из того, что коэффицент мощности менее допустимого, принимаем решение о необходимости выполнения компенсации РМ на стороне 10 кВ. Расчет производим аналогично расчету компенсации РМ на стороне 0,38 кВ по формулам 11;12;13.
Определим необходимую мощность конденсаторных установок (11):
кВАр.
По справочным данным принимаем 3 конденсаторные батареи УК-10-1125 мощностью 3×1125 кВАр. Полную расчетную мощность предприятия с учетом компенсации реактивной мощности определим по формуле (12):
кВА.
Проверим значение коэффициента мощности после компенсации реактивной мощности по формуле (13):
Сравним два варианта внешней системы электроснабжения котельной - установка на территории главного распределительного пункта (ГРП) или главной понизительной подстанции (ГПП).
Технико – экономический анализ вариантов сравнения систем внешнего электроснабжения произведем сравнив приведенные затраты на сооружение ГРП (ГПП) с учетом технических и экономических показателей питающей линии электропередачи от источника питания.
В первом случае напряжение в схеме внешнего электроснабжения будет таким же, что и на стороне выше 1000 В схемы внутреннего электроснабжения, т.е. 10 кВ. Во втором случае напряжение принимается из имеющихся стандартных напряжений на источнике питания. Исходя из того, что питающая подстанция имеет только напряжения 35 и 10 кВ, для ГПП принимаем напряжение равное 35 кВ.
Рассмотрим вариант, при котором на предприятии установлена ГРП.
В этом случае Uн=10кВ. Определим рабочий ток линии:
,
(32)
А.
Определим сечение провода по экономической плотности тока:
,
(33)
где JЭК=1,4 – экономическая плотность тока для КЛ.
мм2.
Принимаем минимальное сечение равное 120 мм2.
Определяем капитальные затраты.
Капитальные затраты для КЛ:
,
(34)
где k0 – удельная стоимость КЛ [тыс. тг/км]
l=0,728 км – расстояние от подстанции до котельной.
тыс.тен.
Капитальные затраты для ГРП:
,
(35)
где кВЯ=360·10 3тен. – стоимость вводной ячейки.
кТСН=367·10 3тен.- трансформатора собственных нужд;
кТН=228·103 тен – стоимость трансформатора напряжения;
кСЯ=360·10 3 тен.- стоимость секционной ячейки.
КЛЯ=360·10 3 тен.- стоимость линейной ячейки.
n= 4 – количество линейных ячеек.
тыс.
тен.
Общие капитальные затраты для варианта с ГРП:
К1=КЛЭП+КГРП (36)
К1=2435.16+5510=7945.16 тыс. тен.
Определим приведенные затраты для первого варианта:
Зi = Ен * Кi + Иi (37)
где Кi – капиталовложение на строительство по варианту ,тыс. тен;
Кi – соответствующие годовые издержки на эксплуатацию тыс. тен/год;
Ен – нормативных коэффициент эффективности капиталовложений, равный 0,12.
Годовые издержки на эксплуатацию сетей определяются:
Иi = Иа + Иоб + Ипэ
где
-
издержки на амортизацию, тыс. тен/год;
ра=3,0% - амортизационные отчисления для КЛ-10кВ;
ра=6,3 – амортизационные отчисления для РУ-10кВ;
– издержки
на обслуживание, тыс. тен/год;
издержки
на потери эл. энергии, тыс. тен/год.
τ=3000 часов;
ЦЭ=12 тен/кВт*ч.
тыс.
тен/год;
тыс.
тен/год;
тыс.
тен/год
тыс.
тен/год
З1=0,12·7945,16+1061,21=2014,63 тыс. тен/год.
Рассмотрим вариант, при котором на предприятии установлена ГПП.
В этом случае Uн=35 кВ. По формуле (32) определим рабочий ток линии:
А.
Определяем сечение КЛ по формуле (33).
JЭК=1,4 – экономическая плотность тока для КЛ.
мм2.
Принимаем кабель марки АПвЭП сечением 35мм2.
Определим номинальную мощность трансформатора ГПП с учетом 40% аварийной перегрузкой:
,
(38)
кВА.
Принимаем трансформатор ТМ-4000/35, Рхх=6,7кВт, Рк= 33,5кВт, к=4140 тыс.тен.
Определим капитальные затраты для КЛ по формуле 37:
Определим капитальные затраты для подстанции:
,
(39)
где кОРУ-35=1800 тыс. тен,
кТР=4140 тыс. тен,
кЗРУ-10= кГРП-10=5510 тыс. тен.
тыс.
тен.
Капитальные затраты для варианта внешнего электроснабжения с ГПП:
,
(40)
тыс.
тен.
Определяем годовые издержки на эксплуатацию:
Издержки на амортизацию:
тыс.
тен/год;
Издержки на обслуживание:
тыс.
тен/год,
Издержки на потери электроэнергии складываются из издержек на потери в КЛ и в трансформаторе.
Потери в ЛЭП:
кВт·ч./год
Потери в трансформаторе:
,
кВт·ч/год (41)
кВт·ч/год
тыс.
тг/год
тыс.
тг/год
По формуле (37) определим приведенные затраты для второго варианта:
тыс.
тен/год.
2014,63‹ 5959,8
Принимаем вариант внешнего электроснабжения с установкой ГРП.