Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Проектирование электроснабжения объектов горно-обогатительных предприятий

Варианты схем - Проектирование электроснабжения объектов горно-обогатительных предприятий

Оглавление
Проектирование электроснабжения объектов горно-обогатительных предприятий
Объем и содержание проекта электроснабжения
Исходные данные для проектирования
Варианты схем
Влияние качества электроэнергии на технологические процессы
Компенсация реактивной мощности
Релейная защита
Особенности канализации электроэнергии
Компоновка электротехнических помещений
Тепловыделения в электротехнических помещениях
Транспортирование электрооборудования
Кабельные сооружения
Требования к строительной части и противопожарные требования
Габариты приближения электрооборудования к строительным конструкциям
Объем и содержание строительных заданий
Закладные детали, проемы строительных заданий
Задание на проектирование средств связи
Задание на проектирование противопожарных средств, водопровода и сжатого воздуха
Токопроводы 6—10 кВ
Проектирование, строительная часть токопроводов 6—10 кВ
Схемы электроснабжения
Выбор напряжения и основных элементов в системе
Структурные схемы электроснабжения
Примеры выполнения схем подстанций
Типы комплектных устройств
Техническая документация на комплектные устройства
Согласование заданий на комплектные устройства
Разводка кабелей в сооружениях электроснабжения
Молниезащита зданий и сооружений
Молниезащитные устройства
Требования к защитным мерам электробезопасности
Спецификации и ведомости

2.2. ВАРИАНТЫ СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ,
ИХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОБОСНОВАНИЯ С УЧЕТОМ
ОПЫТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ СУЩЕСТВУЮЩИХ
ГОРНО-ОБОГАТИТЕЛЬНЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Решение задачи электроснабжения горно-обогатительных предприятий или отдельных узлов, т.е. выбор оптимального решения требует сопоставления нескольких возможных вариантов с применением разных напряжений, числа и мест расположения понизительных подстанций, Мощностей и числа трансформаторов, выбора исполнения (закрытое или открытое) главных понизительных подстанций.
Сравнительные варианты не могут быть совершенно равноценными по степени бесперебойности электроснабжения, техническому уровню, качеству электроэнергии и другим показателям, однако каждый сравниваемый вариант должен соответствовать требованиям, предъявляемым к электроснабжению горно-обогатительных предприятий.
Все технико-экономические показатели при сравнении вариантов определяются применительно к одинаковому уровню цен и равнозначны по техническим показателям. Технико-экономические сравнения вариантов выполняют согласно инструкции [7].
Критерием экономичности схемы электроснабжения либо отдельных электроустановок является минимум приведенных затрат (тыс. руб/год), которые представляют собой сумму текущих издержек и единовременных затрат:
(1)
где Еном — нормативный коэффициент эффективности, принимаемый согласно п. 3.2 инструкции [7] равным 0,12; К — единовременные капитальные вложения, тыс. руб.; С — ежегодные текущие затраты при нормальной эксплуатации, тыс. руб/год, определяемые по действующим нормативам:
Здесь £тр - коэффициент отчислений на текущий ремонт и обслуживание, доли единицы; Еа — коэффициент отчисления на амортизацию, доли единицы; Сэ — стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб/год. Подставив значения С в формулу (1), получим
3 = ^.РК + ЕаК+С3+ЕМОМК =
= Сэ+^оМ+Е,.Р + Е^К = Сэ + ЕК-                                                                                  <3>
Значения суммарных коэффициентов Е для различных элементов системы электроснабжения приведены в табл. 2.
Сравниваемые варианты схем электроснабжения могут отличаться надежностью, т.е. способностью бесперебойно обеспечивать потребителей электроэнергией заданного качества и количества. При этом формула приведенных затрат имеет вид
3 = Сэ+ЕК + Ун,                                                                                   (4)
где Ун — годовой ущерб от аварийного перерыва работы системы электроснабжения, зависящий от уровней надежности сравниваемых вариантов.
При исчислении приведенных затрат необходимо учитывать следующее.
Таблица 2


Элементы системы электроснабжения

Значение Е, доли единицы

Воздушные линии:

 

на металлических и железобетонных опорах на напряжение до 220 кВ

0,16

то же, 35 — 160 кВ

0,152

Кабельные линии;

 

в земле и под водой на напряжение до 10 кВ включительно

0,165

то же, до 35 кВ

0,181

" 110 кВ и выше

0,162

проложенные в помещении, а также открыто по эстакадам или конструкциям на напряжение до 10 кВ включительно

0,152

то же, 35 кВ

0,158

Распредустройства и подстанции

0,193

Токопроводы на напряжение 6—10 кВ

0,16

Аккумуляторы стационарные

0,294

Батареи статических конденсаторов

0,203

Измерительные и регулирующие приборы и устройства

0,25

  1. Стоимость дополнительной территории, требующейся для размещения электротехнических коммуникаций в тех случаях, когда они не могут быть размещены в пределах разрывов между производственными корпусами, например, при применении открытых токопроводов, воздушных или кабельных линий глубоких вводов 35 — 220 кВ. Стоимость дополнительной территории может быть принята 12 — 15 руб/м2.
  2. Затраты на компенсацию реактивных мощностей, отличающиеся в разных вариантах электроснабжения, с учетом формулы (4)

3= Сэ + ЕК + Зк + Ун,                                                            (5)
где 3=3 Q — приведенные затраты на компенсацию до нормируемых значений; (Зу к — удельные затраты на компенсацию, руб/ квар; Qk — необходимая суммарная мощность компенсирующих устройств, квар).
При расчетах удельные затраты на компенсацию реактивной мощности и удельные потери на 1 квар реактивной мощности в зависимости от вида компенсирующих устройств могут быть приняты по табл. 3.
Общие затраты на компенсацию
Зк = 5у.к. ВН °к.ВН + ^у.к.НН°к.НН'
где Зук ВН/ЗукНН— удельные затраты на компенсацию на стороне ВН и НН; Ок вн, Ок нн — суммарные мощности конденсаторных батарей на стороне ВН и НН.
Стоимость потерь электроэнергии (тыс. руб.) определяют по действующим двухставочным тарифам:
(7)
Таблица 3


Компенсирующие устройства

Удельные капитальные затраты, руб/квар

Удельные потери на 1 квар

Нерегулируемые конденсаторы напряжением выше 1000 В

6-7

0,003

Тиристорные источники реактивной мощности Регулируемые конденсаторы напряжением до 1000 В Нерегулируемые конденсаторы напряжением до 1000 В

13-14
12-13
10-11

0,025
0,004
0,004

где rn — стоимость 1 кВт максимальных нагрузочных потерь, руб.; /77^ — стоимость 1 кВт потерь холостого хода, руб.; ДЯтах — максимальные потери активной мощности, МВт; АР ^ — потери холостого хода, МВт.
Стоимость 1 кВт потерь определяют для различных энергосистем на основании действующих тарифов в зависимости от годового числа
часов использования максимума потерь г (ч/год), числа часов ис-
m з х
пользования максимума нагрузки предприятия 7”тах и числа часов работы 7"р (табл. 4).
Максимальные потери активной мощности, МВт: для кабельных линий электропередачи
(8)
где R — активное сопротивление 1 км линии, Ом; / — длина линии, км; / — расчетный ток линии в нормальном режиме, А,
либо(9)
где S — передаваемая по линии электропередачи мощность, MB A; U — номинальное напряжение, кВ;
для двухобмоточных трансформаторов
(Ю)
где АР — потери холостого хода, кВт; АР — потери короткого замы-
X                                                                                                                                                 К
кания, кВт; К = S/S — коэффициент загрузки трансформатора; 3       н ом
S — номинальная мощность трансформатора; S — нагрузка транс- н ом
форматора, MB-А;
Таблица 4

для трехобмоточных трансформаторов
(11)
В трехобмоточных трансформаторах, для которых потери к.з. приводят для одного из трех сочетаний обмоток, потери к.з. в каждой обмотке определяют как половину этого значения, поскольку активные сопротивления всех трех обмоток, приведенные к высшему напряжению, одинаковы:
для реакторов
(12)
где АРу — потери активной мощности (кВт) в одной фазе (для сдвоенных реакторов в обеих ветвях одной фазы) при номинальном токе /ном               *3 = ^р^ном ^р ~ расчетный ток в нормальном режиме, А).
Значения суммарных активных потерь в трансформаторах мощностью 160 — 2500 кВ А на напряжение 10 (6)/0,4 кВ, а также данные по активным потерям в реакторах и сопротивлениях кабельных и воздушных линий, трубчатых самонесущих токопроводов приведены соответственно в табл. 5, 6, 7 и 8.
При выборе вариантов электроснабжения предпочтение следует отдавать варианту с более высоким напряжением, даже при экономических преимуществах варианта с низким напряжением в пределах 5—10% по приведенным затратам [6].
                                                                                                                                                                                                                                                                                                              Таблица 5


Номинальная мощность трансформатора, кВ А

Суммарные активные потери АР при коэффициенте загрузки трансформатора К3

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

160

1,2

1,5

1,8

2,2

2,7

3,2

250

1,7

2,1

2,6

3,2

3,8

4,5

400

2,5

3,1

3,8

4,6

5,5

6,6

630

3,6

4,4

5,4

6,5

7,8

9,3

1000

5,5

6,8

8,4

10,3

12,3

14,7

1600

7,8

9,8

12,1

14,8

17,9

21,3

2500

11,4

14,1

17,4

21,1

25,4

30,1

Таблица 6


Номинальный ток, А

Номинальное
индуктивное
сопротивление,

Активные потери на фазу (кВт) в реакторах

Ом

одиночных

сдвоенных

400

0,35

1,6

_

400

0,45

1.9

-

630

0,25

2,5

4,8

630

0,40

3,2

6,3

630

0,56

4,0

7,8

1000

0,14

3,5

6,4

1000

0,22

4,4

8,4

1000

0,28

5,2

10,0

1000

0,35

5,9

11,5

1000

0,45

6,6

13,1

1000

0,56

7,8

15,7

1600

0,14

6,1

11,5

1600

0,20

7,5

14,3

1600

0,25

8,3

16,7

1600

0,35

11,0

22,0

2500

0,14

11,0

22,5

2500

0,20

14,0

32,1

2500

0,25

16.1

-

2500

0,35

20,5

4000

0,105

18,5

-

4000

0,18

27,7

-

Таблица 7


Номинальное

 

Активное сопротивление, Ом/км

 

сечение жил или прово

кабелей

 

проводов

 

да, мм2.

алюминие
вых

медных

медных

алюминие
вых

сталеалюми
ниевых

10

3,1

1,84

1,79

 

 

16

1,94

1,15

1,13

1,80

25

1,24

0,74

0,72

1,14

1,146

35

0,89

0,52

0,515

0,83

0,773

50

0,62

0,32

0,361

0,576

0,592

70

0,443

0,26

0,267

0,412

0,420

95

0,326

0,194

0,191

0,308

0,314

120

0,258

0,153

0,154

0,246

0,249

150

0,206

0,122

-

0,194

0,195

185

0,167

0,099

-

0,159

240

0,129

0,077

-

-

-


Примечание. кДОп — коэффициент дополнительных потерь, зависящий от поверхностного эффекта и эффекта близости; кдоб ~ полный коэффициент добавочных потерь, учитывающий увеличение сопротивления проводника за счет поверхностного эффекта, эффекта близости, явления переноса мощности за счет поверхностного эффекта, потерь в окружающих металлоконструкциях.



 
« Проверка электроустановок перед сдачей в эксплуатацию   Производство обмоток и изоляции силовых трансформаторов »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.