Материал: Пример расчета Электроснабжение ремонтномеханического цеха Исходные данные

, может быть принята 100 тыс. руб.).

Суммарные эксплуатационные издержки



где С₀ – удельная стоимость потерь электроэнергии в год, руб/(кВт∙год); Δр_тр – потери активной мощности в трансформаторе; Δр_ВКБ, Δр_НКБ – удельные потери активной мощности в конденсаторных батареях, на стадии проектирования могут быть приняты 2,5 кВт/МВАр и 4,5 кВт/МВАр соответственно.

Удельная стоимость потерь электроэнергии в год по двухставочному тарифу

,

где а и b – основная (150 руб./кВт в месяц) и дополнительная (1,02 руб./кВт×ч) ставки тарифа на активную мощность и активную электроэнергию; Т_м – время использования максимума нагрузки.

Потери активной мощности в трансформаторе

,

где ΔР_хх и ΔР_кз – потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора (технические характеристики, прил. 3); β – реальный коэффициент загрузки трансформатора

.

Если приведенные затраты отличаются не более чем на 10%, то варианты считаются равно экономическими и выбирается вариант с наилучшими техническими показателями, например, двухтрансформаторная подстанция с компенсацией на низком напряжении.

3. 
   Выбор типа и группы соединения трансформаторов
   

Тип трансформатора масляный, сухой и с негорючим диэлектриком выбирается на основании места установки трансформатора и категории помещения. Для внутренней установки могут применяться все типы, для наружной только масляные.Сухие и с негорючим диэлектриком трансформаторы дороже масляных и применяются в местах, требующих повышенной безопасности (учебные заведения, шахты, метро и т.п.) и с повышенными требованиями к охране окружающей среды (курортные зоны, водозаборные станции), на взрывоопасных предприятиях (нефтяная и химическая промышленность). В случаях оптимизации схемы за счет установки трансформатора вблизи центра нагрузки обоснованной технико-экономическим расчетом.Масляные трансформаторы могут устанавливаться внутри помещения с учетом следующих основных условий (ПУЭ):

- установка в отдельной камере на первом этаже или в одном помещении с РУ напряжением 0,4 кВ до двух трансформаторов мощностью по 630 кВА, отделенных друг от друга перегородкой из негорючих материалов; - установка на втором этаже или ниже уровня пола первого этажа на 1 м в не затапливаемых зонах при условии беспрепятственной транспортировки наружу и удаления масла в аварийных случаях, при этом не допускается размещать под помещениями с мокрым технологическим процессом и непосредственно над и под помещениями в которых в пределах площади занимаемой РУ или ТП одновременно могут находится более 50 человек в период более 1 часа;- пол камеры должен иметь 2%-ный уклон в сторону маслоприемника;- каждая камера должна иметь отдельный вход нагружу или в смежное помещение категории Г (умеренная пожароопасность – негорючие вещества и материалы в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии, процесс обработки которых сопровождается выделением лучистого тепла, искр и пламени, и (или) горючие газы, жидкости и твердые вещества, которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива) или Д (пониженная пожароопасность – негорючие вещества и материалы в холодном состоянии).Схема и группа соединения трансформатора.Согласно ТПК 45-4.04-296-2014 (Силовое и осветительное электрооборудование промышленных предприятий) п. 6.2.1. По условиям надежности действия защиты от однофазных замыканий в сетях напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью рекомендуется применять трансформаторы со схемой соединения обмоток «звезда-зигзаг» при мощности до 250 кВА и со схемой «треугольник-звезда» — при мощности 400 кВА и более. В настоящее время промышленностью выпускаются трансформаторы Y/Y₀ – 0, Y/Z₀ – 11 и Δ/Y₀ – 11. Группа Y/Y₀ – 0 отличается повышенным сопротивлением нулевой последовательности, что затрудняет защиту от однофазных коротких замыканий на корпус и т.п., поэтому для питания цеховых сетей не рекомендуются.

4. 
   Технико-экономический расчет рассматриваемых вариантов
   

Удельная стоимость потерь электроэнергии в год

1 вариант.S_н.тр=1×630 кВА,Q_нку=494,68-85,5=409,18 кВАр; Q_т=85,5 кВАрПо Q_НКУ=409,18кВАр выбирается ближайшая по мощности стандартная батарея (прил. 5) КРМ 0,4-400 стоимостью 151,8т.р., Q_НКБ=400кВАр, следовательно, Q_т=494,68-400=94,68кВАр. Распределение реактивных мощностей и стандартных компенсирующих устройств представлены на рис. 13а.Рис. 13а. Принятое распределение реактивных мощностей и стандартных компенсирующих устройств по вариантамЦех питается по радиальной схеме, следовательно, шкаф ввода высокого напряжения не требуется. Принимается тупиковая комплектная трансформаторная подстанция (прил. 4) КТП-ТК-630/10(6)/0,4, стоимостью 158 т.руб. В КТП устанавливается масляный трансформатор ТМГ-630/10(6)/0,4 схема соединения Δ/Y_н-11, стоимостью 315 т.руб. В данном случае установка ТП внутри цеха не предусматривается и нет предпосылок для применения более дорогих трансформаторов. Технические характеристики трансформатора (табл. П3.2):ΔР_хх=1 кВт; ΔР_кз=7,6 кВт.Потери в трансформатореТЭР 2а вариантаДля двухтрансформаторной подстанции расчетные мощности необходимо разделить между двумя трансформаторами.По Q_ВКУ=159,2 кВАр выбираются ближайшие по мощности стандартные батареи (прил. 5) 2×КРМ 10-100 стоимостью 2×151,8т.р., Q_ВКБ=2×100кВАр. По Q_НКУ=236,08 кВАр выбираются ближайшие по мощности стандартные батареи (прил. 5) 2×КРМ 0,4-120 стоимостью 2×58,1т.р., Q_НКБ=2×120 кВАр, следовательно, Q_т=494,68-240=254,68кВАр. Распределение реактивных мощностей и стандартных компенсирующих устройств представлены на рис. 13а.Принимается тупиковая комплектная трансформаторная подстанция (прил. 3) 2КТП-ТК-400/10(6)/0,4, стоимостью 316т.р. В КТП устанавливаются два масляных трансформатора ТМГ-400/10(6)/0,4 схема соединения Δ/Y_н-11, стоимостью 199т.р. каждый. Технические характеристики трансформатора (табл. П2.2):ΔР_хх=0,72 кВт; ΔР_кз=5,9кВт.Потери в трансформаторах (25) кВт.Приведенные затраты по (21)Расчет затрат по вариантам приведен в таблице 6.

Таблица 6Расчетные затраты на КТП и КУ по вариантам

N	QНКБ кВАр	QВКБ кВАр	Qт кВАр	β2	ΔРхх кВт	ΔРкз кВт	ΔРтр кВт	Ктр т.руб	ККТП т.руб	КНКБ т.руб	КВКБ т.руб	Зпр т.руб
1	400	-	94,68	0,64	1	7,6	5,9	315	158	151,8	-	184,6
2а	400	-	94,68	0,4	0,72	5,9	6,15	398	316	151,8	-	239,8
2б	240	200	254,68	0,49	0,72	5,9	6,15	398	316	116,2	301,6	303,9

На основании полученных данных к установке принимается однотрансформаторная подстанция с трансформатором ТМГ 630/10/0,4 и с установкой низковольтной батареей УКМ58-0,4-400-25У3 (установка конденсаторная модифицированная с автоматическим регулированием напряжением 0,4 кВ, номинальной мощности 400 кВАр с 16 ступенями регулирования по 25 кВАр для умеренного климата (У) 3 категории размещения в помещениях без искусственного климата).При отсутствии стоимостных данных можно использовать метод условных единиц (приведенных к одному году). ,где З_0н, З_0в – постоянные составляющие затрат на конденсаторные батареи (КБ) не зависящие от генерируемой мощности, руб; З_1н, З_1в – удельные затраты на 1 МВАр генерируемой мощности для низковольтных и высоковольтных КБ, у.е./МВАр; С₀ – стоимость электроэнергии, у.е./(кВт∙ч); ΔР_т – потери активной мощности в трансформаторе

, кВт; Е_н – нормативный коэффициент эффективности (0,223); К_ктп - капиталовложения на комплектную трансформаторную подстанцию, у.е (табл. П4.2, 4.3).

З_0н≈7 у.е./год;

З_1н≈40 у.е./(МВАр∙год);

З_0в≈18 у.е./год;

З_1в≈20 у.е./(МВАр∙год);

С≈3,196 у.е./(кВт∙год) [6].

Вариант расчета приведен в таблице 7.

Таблица 7

Расчетные затраты на КТП и КУ по вариантам по у.е.

N	QНКБ кВАр	QВКБ кВАр	Qт кВАр	β2	ΔРхх кВт	ΔРкз кВт	ΔРтр кВт	Ктр у.е	Зпр у.е.
1	409,18	-	85,5	0,64	1	7,6	5,89	267	119,8
2а	409,18	-	85,5	0,4	0,72	5,9	6,15	488	169,9
2б	236,08	159,26	254,68	0,49	0,72	5,9	7,18	488	169,4

4. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   23