Годовые эксплуатационные расходы

3.1.2 Годовые эксплуатационные расходы

В состав годовых эксплуатационных расходов электрической сети входят:

1)  отчисления на амортизацию оборудования линий электропередач.

2)  затраты на текущий ремонт и обслуживание линий электропередач.

3)  стоимость потерь электрической энергии в электрических сетях.

 И=И_А + И_ТР + И_ΔW , (13)

гдеИ_А – отчисления на амортизацию оборудования,

И_ТР – затраты на текущий ремонт и обслуживание,

И_ΔW – стоимость потерь электрической энергии.

 ,(14)

гдеР_Л – капитальные затраты на сооружение ЛЭП,

К_Л – нормы амортизационных отчислений для ЛЭП, %,

 ,

, (15)

где – суммарная длина ЛЭП,

 – ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание ЛЭП,

 , (16)

где  – наибольшие потери активной мощности в элементах сети при заданном максимуме нагрузки потребителей (определяем по результату расчета в программе «Энерго»);

 З_Э – удельные затраты на возмещение потерь в электрических сетях.

,

З_Э = 70 коп / кВт∙ч.

Вариант1:

;

;

;

И=472,32+49+39279,24=39800,56 тыс.руб.

Вариант 2:

;

;

;

И=755,71+78,4+39691,26=40525,37 тыс.руб.

3.1.3 Приведенные затраты

Годовые эксплуатационные расходы не характеризуют в полной мере повышения производительности труда на единицу продукции; они не дают полного представления об экономичности, так как не учитывают затрат труда на производство прибавочного продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может дать только учет всего общественного труда, необходимого для производства продукции.

Полным затратам общественного труда на производство продукции соответствует себестоимость продукции. Поэтому стоимость продукции (индивидуальная стоимость) и следует считать основным экономическим показателем.

Ввиду отсутствия в настоящее время общепризнанного метода определения стоимости продукции в качестве основного экономического показателя рекомендуются так называемые приведенные затраты. При единовременных капитальных вложениях (срок строительства не более 1 года) и постоянных годовых эксплуатационных расходах приведенные затраты определяются формулой:

 З=Е_Н ∙ К + И(17)

где Е_Н – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, Е_Н = 0,14;

К – единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты;

И – ежегодные эксплуатационные издержки;

Для сравнения вариантов рассчитаем их приведенные затраты:

З₁= 0,14 ∙ 19680 + 39800,56 = 42555,76 тыс. руб.

З₂= 0,14 ∙ 31488 +40525,37 =44933,69 тыс. руб.

Исходя из полученных результатов, очевидно, что экономически целесообразно для подключения подстанции выбрать вариант 1. С учетом простоты, наглядности и надежности мы выбираем схему РУ-35кВ «две секционированные системы шин».

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Ручной расчет токов короткого замыкания

Для выбора электрических аппаратов на подстанции НПЗ, токоведущих частей, изоляторов необходимо провести расчет токов короткого замыкания. Электрическая схема для расчета токов КЗ приведена в приложении ?. Проводим расчет короткого замыкания в точках Kl, K2 и КЗ (на сторонах ВН, СН и НН трансформатора).

Составляем расчетную схему замещения.

Рисунок 10 – Схема замещения

Определяем сопротивление обмоток автотрансформатораАТДЦТН-125000/220 при Uк,в-с=11%, Uк,в-н=45%, Uк,с-н=28%:

Хв =1/200*(U к,в-с + U к,в-н - U к,с-н )* Sб/Sн.т.=1/200*(11+45-28)*100/125=0,112;

Хс =1/200*(U к,в-с + U к,с-н - U к,в-н )* Sб/Sн.т.=1/200*(11+28-45)*100/125=0;

Хн =1/200*(U к,в-н + U к,с-н + U к,в-с )* Sб/Sн.т.=1/200*(45+28-11)*100/125=0,248;

Результирующее сопротивление автотрансформаторов в базисных единицах:

Xат=(0,112+0*0,248/0+0,248)*0,5=0,056

Определяем сопротивление обмоток трансформатора ТДТН-25000/115/38,5/10,5 в базисных единицах:

 Хв=1/200*(Uк,в-с+Uк,в-н - U к,с-н )* Sб/Sн.т.=1/200*(10,5+17,5-6,5)*100/25=0,43;

Хс =1/200*(U к,в-с + U к,с-н - U к,в-н )* Sб/Sн.т.=1/200*(10,5+6,5-17,5)*100/25=0;

Хн =1/200*(U к,в-н + U к,с-н + U к,в-с )* Sб/Sн.т.=1/200*(17,5+6,5-10,5)*100/25=0,27.

Результирующее сопротивление обмоток трансформатора в базисных единицах:

Для точки к.з. 2 Хт.с.=(0,43+0)*0,5=0,215

Для точки к.з. 3 Хт.н.=(0,43+0,27)*0,5=0,35

Составим таблицу базисных сопротивлений линий и трансформаторов.

Таблица 24 – Базисные сопротивления системы

Далее все расчеты проводим в базисных единицах.

Находим эквивалентные сопротивление Хл1-Хат1, Хл1-Хат1, Хл1-Хат1:

Хэ1= Х1+Хат1=0,0307+0,056=0,0867

Хэ2= Х2+Хат2=0,1015+0,056=0,1575

Хэ3= Х3+Хат3=0,116+0,056=0,172

Перерисовываем схему замещения

Рисунок 11

Сопротивления Хэкв1, Хэкв2,Х4 преобразуем в звезду.

Преобразовываем схему

Рисунок 12 – Схема замещения

Сложив последовательные сопротивления, имеем вид схемы

Хэ7=Х6+Хэ5=0,0341+0,0694=0,1035

Хэ8=Х5+Хэ6=0,032+0,1261=0,1581

Рисунок 13 – Схема замещения

Преобразуем сопротивления Хэ4,Хэ3,ХЭ8 в звезду.

Рисунок 14 – Схема замещения

Преобразуем схему и найдём результирующее сопротивление от источника питания до точки к.з. К-1

Схема замещения имеет вид

Рисунок 15 – Схема замещения

Результирующее сопротивление от источника питания до точки к.з. К2

 Х к-2=Х12+Хт.в.+Хт.с.=0,1+0,215+0=0,315

Результирующее сопротивление от источника питания до точки к.з. К3

Х к-3=Х12+Хт.в.+Хт.н.=0,1+0,215+0,135=0,45

Трехфазное короткое замыкание на шинах 110 кВ (точка К-1):

Базисный ток;

Ток короткого замыкания;

Трехфазное короткое замыкание на шинах 35 кВ (точка К-2):

Базисный ток;

Ток короткого замыкания;

Трехфазное короткое замыкание на шинах 10 кВ (точка К-3):

Базисный ток;

Ток короткого замыкания;

Согласно расчетов токов короткого замыкания в программе Energo:

В точке К-1Iк-1=3,6 кА;

В точке К-2Iк-2=12,5 кА;

В точке К-3Iк-3=5,1 кА;

4.2 Расчет токов короткого замыкания в программе ENERGO

Программа ENERGO рассчитывает токи короткого замыкания в соответствии с ГОСТ 25514-87 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчёта в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ»:

– действующее значение периодической составляющей тока симметричного и несимметричных коротких замыканий в начальный момент времени в точке короткого замыкания и во всех элементах расчётной схемы, а также в моменты времени до 0,5 с после начала короткого замыкания с помощью типовых кривых;

– остаточные напряжения во всех узлах схемы.

Согласно расчету ток КЗ в точке 1: I_п.о = 11,601 кА.

Ток КЗ в точке 2: I_п.о = 6,042 кА. Ток КЗ в точке 3: I_п.о = 13,982 кА.

5 Выбор электрооборудования на подстанции НПЗ

5.1 Выбор оборудования на стороне ВН 110 кВ

5. 1 1 Выключатели и разъединители на 110 кВ, установленные на вводах

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах:

– длительная нагрузка;

– перегрузка;

– короткое замыкание;

– холостой ход;

– не синхронная работа.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам /2/:

– напряжению установки: U_уст U_ном ; (28)

– длительному току: I_maxI_ном ;(29)

– отключению периодической составляющей К.З.:  (30)

– отключению апериодической составляющей тока К.З.:

 , (31)

где – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

 , (32)

где – наименьшее время от начала К.З. до момента расхождения дугогасительных контактов: ,

где с – минимальное время действия релейной защиты;

с – собственное время отключения выключателя.

T_а – постоянная времени затухания а периодической составляющей, примем T_а =0,02 с;

– электродинамической стойкости ,(33)

где – наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу;

 – ударный ток,,(34)

где – ударный коэффициент, нормированный для выключателей;

 – термической стойкости:

,

где – предельный ток термической стойкости;

– длительность протекания тока термической

– тепловой импульс по расчету, кА² ·с,

,

где с.

Здесь  – время действия релейной защиты;

– полное время отключения выключателя (каталожные данные).

Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующем КЗ.

Выбираем выключатель на ОРУ-110 кВ.

Максимальные токи продолжительного режима в цепях вводов находим из условия, что один из вводов нагружен на полную мощность:

 ,(35)

= 

По максимальному току продолжительного режима выбираем выключатель ВГУ-110-40/2000.

Апериодическая составляющая тока КЗ:

В свою очередь завод – изготовитель гарантирует выключателю содержание апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t:

 кА,

 кА.

Определим тепловой импульс, выделяемый током КЗ:

 кА² ·с.

Выберем разъединитель для наружной установки SGF-110-1600.

Результаты выбора сведены в таблицу 25.

Таблица 25 – Выключатели и разъединители, устанавливаемые на стороне ВН

Похожие работы

Электроснабжение нефтеперерабатывающего завода

Скачать

141057

18

4

... 7 70,1 42,3≈50 70,1 50 13,5 185 8 68,7 40,4≈50 68,7 50 13,5 185 9 50 29,4≈50 50 50 13,5 185 10 240 140≈150 240 150 13,5 185 В системе электроснабжения завода применяются всего три вида сечений КЛ, поэтому требуется производить унификацию. Таким образом для прокладки внутризаводской сети используем кабели следующих сечений: ВВГ 3*50,ВВГ 3*300, ...

Строительство резервуарного парка нефтеперерабатывающего завода

Скачать

144999

12

7

... резервуаров определяются в соответствии со [21] и [28]. На площадке предусматривается единая система автоматической противопожарной защиты. На площадке предусматривается два пожара. Один на резервуарном парке, второй на установке АТ-2 или АТ-1. 2.7 Спецвопрос. Замена теплоизоляции резервуара   Энерго- и ресурсосбережение является одним из основных направлений технической политики в мире. В ...

Электроснабжение механического завода местной промышленности

Скачать

169921

30

28

... - 8 25 22,666 12912 40350 Рис. 6. Картограмма электрических нагрузок точкой А на картограмме обозначим координаты центра электрических нагрузок завода. 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 ...

Приволжский федеральный округ: современное состояние и перспективы развития(на примере Республики Татарстан)

Скачать

131362

5

5

... 2.1 Отрасли рыночной специализации   2.1.1 Основные показатели деятельности промышленности Республика Татарстан - одна из наиболее развитых в экономическом отношении республик в Российской Федерации. В последние годы Республика Татарстан стабильно занимает: -1 место в Приволжском федеральном округе по объему валового регионального продукта на душу населения (2006 год) (14 место в России); ...