Электроснабжение машиностроительного предприятия. Реконструкция распредустройства

Стоимость оборудования согласно УПСС (Москва, 1986), Технические  данные трансформаторов согласно (14).

Произведем пересчет с учетом нынешних цен:

Общие капиталовложения (замена трансформаторов) состоят из монтажных работ и стоимости  оборудоания:

 (для 2-х трансформаторов)

 (для 2-х трансформаторов)  

Проверим возможность  перегрузки намеченных трансформаторов  при выходе одного из них из строя  и выходе из строя ввода №1:

1,4Ĥ40000 (56000) > 47730

1.4Ĥ31500 (44100) < 47730 однако, приняв общую мощность потребителей 3 категории 20% от общей, при отключении данных потребителей трансформатор проходит условие аварийной перегрузки:

47730Ĥ0,8 = 38160 < 44100

Определим экономически целесообразный режим работы трансформаторов  на основании технико-экономических  данных, приведенных в таблице 2. В расчетах принимаем К_и.п.= 0,07 кВт/кВАр.

Потери мощности в трансформаторах составят:

  

  

Найдем нагрузку, при которой целесообразно переходить на параллельную   работу трансформаторов:

1 вариант:

  

2 вариант:

  

При некруглосуточной работе завода с нагрузкой потери энергии в обоих трансформаторах  составят

1 вариант:

Определим время  максимальных потерь:

2 вариант:

Проведем технико-экономическое  сопоставление вариантов.

Первый вариант:

К₁ =4504 тыс. руб. (капиталовложения даны для 2-х трансформаторов)

Амортизационные отчисления:

C_а1 = 0,063ĤК₁ = 283,75 тыс. руб.

Стоимость годовых  потерь электроэнергии при С_0п = 0,65 руб./(кВтч):

∆С_п1 = 0,65Ĥ4,104Ĥ10 ⁶=2668 тыс. руб.

Суммарные эксплуатационные  расходы:

С_э1 = 283,75 + 2668 = 2952 тыс. руб.  

Второй вариант:

К₂ =4251 тыс. руб. (капиталовложения даны для 2-х трансформаторов)

Амортизационные отчисления:

C_а2 = 0,063ĤК₁ = 267,81 тыс. руб.

Стоимость годовых  потерь электроэнергии при С_0п = 0,65 руб./(кВтч):

∆С_п2 = 0,65Ĥ3,619Ĥ10 ⁶=2352 тыс. руб.

Суммарные эксплуатационные  расходы:

С_э2 = 267,81 + 2352 = 2620 тыс. руб.

Определения срока  окупаемости в данном случае не требуется  и экономически выгодным становится применение трансформаторов мощностью 32000 (31500) кВА, так как капитальные и эксплуатационные затраты оказались во втором случае меньше. Однако по техническим условиям вариант с трансформаторами 40000 кВА более целесообразен, так как трансформаторы мощностью 32000 кВА на сегодняшний день практически не применяются и сняты с производства; авторы многих книг и справочников по проектированию не рекомендуют применять такие трансформаторы. Ответ на вопрос о шкале номинальных мощностей трансформаторов неоднозначен. Наш расчет  показал экономическую целесообразность использования трансформатора мощностью 32000 кВА. В книге (3)  демонстрируются преимущества старой шкалы 1,35 в отличие от 1,6 (введена в 1961 г.).

При наличии  соответствующей информации завода-изготовителя можно принять к рассмотрению трансформаторы мощностью 32 МВА.

Устанавливаем на подстанции два трансформатора:

ТДН - 32000/110.

Для подстанции №1 (при условии роста 8500 кВт) можно  установить трансформаторы такого же типа.   

В настоящее  время на практике редко встречаются  случаи применения двухобмоточных трансформаторов, основное применение находят трехобмоточные трансформаторы или трансформаторы с расщепленной обмоткой.

Поэтому примем к рассмотрению вариант с установкой трансформаторов с расщепленной обмоткой типов:

Стоимость оборудования увеличивается пропорционально  данным стоимости трансформаторов, коэффициент роста равен примерно 1,3.

Определим потери мощности

 1 вариант 

 2 вариант

 1 вариант

 2 вариант  

Определим приведенные  потери короткого замыкания:

 1 вариант

  2 вариант

Потери электроэнергии в трансформаторе составят (в расчетах составляющую потерь на охлаждение не учитываем ввиду отсутствия в  справочных материалах, поэтому в  действительности потери в трансформаторе будут примерно на 5% больше расчетных)

Распределим нагрузку следующим образом:

Нагрузку 35000 кВА распределим равномерно 35000/2 = 17500 кВА;

Рост нагрузки 8783/2 = 4391;

Суммарная нагрузка предприятия приходится на одну секцию ЗРУ ГПП - 2914 КВА.

Таким образом, коэффициенты загрузки для обмоток  двух трансформаторов:

1 вариант. Трансформатор  №1 и №2 (при работающем секционном  выключателе):

  

2 вариант. Трансформатор  №1 и №2 (при работающем секционном  выключателе):

Проведем технико-экономическое  сопоставление вариантов.

1 вариант. 

2 вариант.

Амортизационные отчисления 1 вариант:

C_а1 = 0,063ĤК₁ = 348,138 тыс. руб.

Стоимость годовых  потерь электроэнергии при С_0п = 0,65 руб./(кВтч):

∆С_п1 = 0,65Ĥ1,259Ĥ10 ⁶=818,35 тыс. руб.

Суммарные эксплуатационные  расходы:

С_э1 = 348,138 + 818,35 = 1166 тыс. руб.                              

 

2 вариант 

Амортизационные отчисления:

C_а2 = 0,063ĤК₂ = 368,865 тыс. руб.

Стоимость годовых  потерь электроэнергии при С_0п = 0,65 руб./(кВтч):

∆С_п2 = 0,65Ĥ2,331∙10 ⁶=1515 тыс. руб.

Суммарные эксплуатационные  расходы:

С_э2 = 368,865 + 1515= 1884 тыс. руб.

В данном случае определения нормативного срока  также не требуется, принимаем первый вариант с установкой трансформаторов 32000 кВА.

Определим нормативный  срок окупаемости для сравнения  трансформаторов ТДН и ТРДН:

Таким образом, установка трансформатора ТРДН - 32000/110 выгоднее установки ТДН.                                      

  

1.6 Выбор схемы и конструкции распределительного устройства (6-10 кВ)

Характерной особенностью схем внутризаводского распределения  электроэнергии является большая разветвленность  сети и наличие большого количества коммутационно-защитной аппаратуры, что  оказывает значительное влияние  на технико-экономические показатели и на надежность системы электроснабжения.

С целью создания рациональной схемы распределения  электроэнергии требуется всесторонний учет многих факторов, таких как  конструктивное исполнение сетевых  узлов схемы, способ канализации  электроэнергии, токи КЗ при разных вариантах и др.

При проектировании схемы важное значение приобретает правильное решение вопросов питания силовых и осветительных нагрузок в ночное время, в выходные и праздничные дни. Для взаимного резервирования рекомендуется использовать шинные и кабельные перемычки между ближайшими подстанциями, а также между концами сетей низшего напряжения, питаемых от разных трансформаторов.

В общем случае схемы внутризаводского распределения  электроэнергии имеют ступенчатое  построение. Считается нецелесообразным применение схем с числом ступеней более двух-трех, так как в этом случае усложняется коммутация и  защита сети. На небольших по мощности предприятиях рекомендуется применять одноступенчатые схемы.

Схема распределения  электроэнергии должна быть связана  с технологической схемой объекта. Питание приемников электроэнергии разных параллельных технологических  потоков должно осуществляться от разных источников: подстанций, РП, разных секций шин одной подстанции. Это необходимо для того, чтобы при аварии не останавливались оба технологических  потока.

В то же время  взаимосвязанные технологические  агрегаты должны присоединяться к одному источнику питания, чтобы при  исчезновении питания все приемники  электроэнергии были одновременно обесточены.

При построении общей схемы внутризаводского электроснабжения необходимо принимать варианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек  распределительных устройств, минимальную  длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют  по магистральной, радиальной или смешанной  схеме. Выбор схемы определяется категорией надежности потребителей электроэнергии, их территориальным размещением, особенностями  режимов работы.

Радиальными схемами  являются такие, в которых электроэнергия от источника питания передается непосредственно к приемному  пункту. Чаще применяют радиальные схемы с числом ступеней не более  двух.

Одноступенчатые радиальные схемы применяют на небольших  и средних по мощности предприятиях для питания сосредоточенных  потребителей (насосные станции, печи, преобразовательные установки, цеховые  подстанции), расположенных в различных  направлениях от центра питания. Радиальные схемы обеспечивают глубокое секционирование  всей системы электроснабжения, начиная  от источников питания и кончая сборными шинами до 1 кВ цеховых подстанций. Питание  крупных подстанций и подстанций или РП с преобладанием потребителей I категории осуществляют не менее  чем двумя радиальными линиями, отходящими от разных секций источника  питания.

Двухступенчатые радиальные схемы  с промежуточными РП применяют на больших и средних по мощности предприятиях для питания через РП крупных пунктов потребления электроэнергии, так как нецелесообразно загружать основной центр питания предприятия с дорогими ячейками РУ большим количеством мелких отходящих линий. От вторичных РП питание подается на цеховые подстанции без сборных шин высшего напряжения. В этом случае используют глухое присоединение трансформаторов или предусматривают выключатель нагрузки, реже - разъединитель. Коммутационно-защитную аппаратуру при этом устанавливают на РП.

Магистральные схемы распределения электроэнергии применяют в том случае, когда  потребителей много и радиальные схемы нецелесообразны. Основное преимущество магистральной схемы заключается  в сокращении звеньев коммутации. Магистральные схемы целесообразно  применять при расположении подстанции на территории предприятия, близкому к  линейному, что способствует прямому  прохождению магистралей от источника  питания до потребителей и тем  самым сокращению длины магистрали.