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 |
- 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.
- 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 | 0,025 |
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 | 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 | медных | медных | алюминие | сталеалюми |
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.