Электротехнический расчет и технико-экономическое обоснование оптимального варианта электроснабжения горного предприятия.

Здравствуйте уважаемые посетители сайта "Помощь электрикам". Сегодня в даннйо статье рассмотрим электротехнический расчет и технико-экономическое обоснование оптимального варианта электроснабжения горного предприятия.

1. Исходные данные

- Приёмный пункт (ГПП) находится на расстоянии Lp = 44 км от региональной линии электропередач напряжением 35 кВ.

- Глубина ствола шахты Lп = 430 м;

- Расстояние от околоствольного двора до участковой подстанции (УТП):

= 380 м;

 = 290 м;

- Номинальная нагрузка потребителей, их количество и максимальная мощность короткозамкнутого двигателя соответственно:

- Забойные механизмы (РП):

: 65 кВт; 10 шт; 29 кВт;

: 85 кВт; 8 шт; 20 кВт;

- Потребители околоствольного двора (ПОД) (насосная камера, тяговая подстанция и др.): 171 кВт; 6 шт; 42 кВт;

- Потребители поверхностного комплекса (ППК) (подъемные механизмы, компрессоры, вентиляторы главного проветривания, быткомбинат и др.): 966 кВт; 8 шт; 141 кВт.

 

2. Электротехнический расчет

 

Определение расчетной мощности методом «коэффициента спроса» для выбора оборудования трансформаторных подстанций и расчета кабельных линий электропередач по узлам схемы внутреннего электроснабжения:

а) технологические потребители (РП)

 

б) потребители околоствольного двора (ПОД)

в) потребители поверхностного комплекса (ППК).

 

2.1. Потребители РП

Рра = Рна ∙ кса, где

Рна - номинальная мощность потребителей, подключенных к РП, кВт;

– 65 кВт (их количество 10 шт., мощность максимального двигателя 29 кВт);

 – 85 кВт (их количество 8 шт., мощность максимального двигателя 20 кВт);

кса - коэффициент спроса узла «а».

 

а) Для (na < 20):

к_са1 = 0,4 + 0,6 ∙  = 0,4 + 0,6 ∙  = 0,883.

Рра1 = Рна1 ∙ кса1 = 65 ∙ 0,883 = 57,395 кВт.

 

б) Для (na < 20):

к_са2 = 0,4 + 0,6 ∙  = 0,4 + 0,6 ∙  = 0,585.

Рра2 = Рна2 ∙ кса2 = 85 ∙ 0,585 = 49,725 кВт.

 

Полная мощность узла «а»:

 

Sра =  =  =  = 153 кВ ∙ А

Для питания технологических потребителей участка горных работ может быть принята участковая трансформаторная подстанция (УТП) с силовым трансформатором ТСШ 160/6, обеспечивающая запуск максимальных короткозамкнутых двигателей 20 и 29 кВт.

Sта ≥ 3Pкз1 = 3 ∙ 29 = 87 кВ ∙ А < 160 кВ ∙ А

Sта ≥ 3Pкз2 = 3 ∙ 20 = 60 кВ ∙ А < 160 кВ ∙ А

Коэффициент загрузки трансформатора:

 =  =  = 0,956

Сечение силового кабеля, питающего УТП

Расчет токоведущих жил по нагреву:

 =  =  = 14,72 А.

По нагреву может быть принят бронированный кабель с медными жилами сечением 2,5 мм² марки СТГ, допускающий нагрузку 28 А.

Проверка по потере напряжения:

 

∆? = √3?_pаб??₀ cos ? = √3 ∙ 14,72 ∙ (0,38 + 0,29) ∙  0,7 = 90,25 А.

? =  ∙ 100 =  = 1,5 < 5%

 

2.2. Потребители околоствольного двора (ПОД)

?рб = ?нб ∙ ксб, где

Pнб – номинальная мощность потребителей околоствольного двора – 171 кВт (их количество 6 шт., мощность максимального двигателя 42 кВт);

ксб – коэффициент спроса узла «б» (nб < 20).

 

к_сб = 0,4 + 0,6 ∙  = 0,4 + 0,6 ∙  = 0,6

 

?_рб = ?_нб ∙ к_сб = 171 ∙ 0,6 = 102,6 кВт.

 

Для питания потребителей околоствольного двора применяется также трансформатор       ТСШ 160/6, обеспечивающий запуск максимального короткозамкнутого двигателя мощностью 42 кВт.

?_тб ≥ 3?_кз = 3 ∙ 42 = 126 кВ ∙ А < 160 кВ ∙ А

Суммарная расчетная мощность подземных потребителей электроэнергии, передаваемая на шины подземных подстанций, составляет:

 

?наб = (?на + ?нб) ∙ ксаб, где

ксаб – суммарный коэффициент спроса подземных потребителей (nсаб > 20).

 

к_саб = 0,3 + 0,7 ∙  = 0,3 + 0,7 ∙  = 0,4

 

Pнаб = (171 + 150) ∙ 0,4 = 128,4 кВт

 

Сечение жил кабеля, питающего подземные потребители:

Iраб = =  = 17,65 А.

По фактору нагрева может быть также принят бронированный кабель с медными жилами сечением 2,5 мм² марки СТГ, допускающий нагрузку 28 А.

 

Проверка по потере напряжения:

 

∆? = √3?_p?₀ cos ? = √3 ∙ 17,65 ∙ 0,43 ∙  0,7 = 69,45 А.

? =  ∙ 100 =  = 1,16 < 5%

 

2.3. Потребители поверхностного комплекса (ППК) ГПП

Pрв = Pнв ∙ ксв, где

Pнв – номинальная мощность потребителей поверхностного комплекса – 966 кВт (их количество 8 шт., мощность максимального короткозамкнутого двигателя 141 кВт);

ксв – коэффициент спроса узла «в», (nв < 20).

к_св = 0,4 + 0,6 ∙  = 0,4 + 0,6 ∙  = 0,5

 

?_рв = ?_нв ∙ к_св = 966 ∙ 0,5 = 483 кВт.

 

Полная мощность узла «в»:

Sрв =  =  = 690 кВ ∙ А

Для питания потребителей поверхностного комплекса выбирается трансформатор ТМ        1000/6; мощностью 1000 кВА, обеспечивающий запуск короткозамкнутого двигателя максимальной мощности 141 кВт.

?_тв ≥ 3?_кз = 3 ∙ 141 = 423 кВА < 1000 кВА

Коэффициент загрузки трансформатора:

 =  =  = 0,423

 

2.3.1. Определение суммарной расчетной мощности Pнг, подводимой на шины приёмного пункта предприятия и выбор трансформатора 35/6 кВ.

Pнг = Pна + Pнб + Pнв = 65 + 85 + 171 + 966 = 1287 кВт

Pрг = (Pна + Pнб +Pнв) ∙ ксг, где

Ксг = 0,3 + 0,7 ∙  = 0,3 + 0,7 ∙  = 0,386

Pрг = (Pна + Pнб +Pнв) ∙ ксг = 1287 ∙ 0,386 = 496,8 кВт

 

Полная суммарная расчетная мощность:

Sрг =  =  = 710 кВ ∙ А

Следовательно, в качестве вводного трансформатора ГПП принимаем трансформатор  ТМ 1000/35; коэффициент загрузки:

кзг = 710/1000 = 0,71, что вполне приемлемо.

 

2.3.2. Определение сечения проводов воздушной линии электропередач 35 кВ от  федеральной ЛЭП до ГПП, протяженностью 44 км.

а) По нагреву с учётом механической прочности:

 

I_р=  =  = 11,7 A.

 

Поскольку по полученному значению тока (по нагреву) могут быть приняты провода минимального сечения, то выбираем их по механической прочности: для ЛЭП-35 минимально допустимое сечение проводов 25 мм².

 

б) Проверка принятых проводов на потерю напряжения:

 

∆? = √3?_p?(?₀ cos ? + ?₀ sin ?) = √3 ∙ 11,7 ∙ 44 ∙ ) = 967 В

 

? =  ∙ 100 =  = 2,76 < 5%

 

2.4. Расчёт токов короткого замыкания на вводе в распредпункт и выбор аппаратуры РП.

?_вх =  =  = 231 А

?_тр =  =  = 0,066 Ом

 =  =  = 3503 А

Выбор оборудования в рудничном исполнении производится по номинальным значениям напряжения и тока с учетом предельной отключающей способности. На вводе в распредпункт выбираем фидерный автомат АФВ-1 с номинальным значением тока 350 А и отключающей способностью 5 кА.

Iоткл ≥ 1,2 I⁽³⁾ ; 5000 ≥ 1,2 ∙ 3503 = 4203 А

а) Ток уставки фидерного автомата АФВ-1 ():

 

Iу1 = Iпуск max1 + (ΣIн1 – Iнmax1) = (5∙29/(1,73∙0,38∙0,7)) + (36/(1,73∙0,38∙0,7)) = 393,3 А

Принимаем ток уставки 400 А.

 

б) Ток уставки фидерного автомата АФВ-1 ():

 

Iу2 = Iпуск max2 + (ΣIн2 – Iнmax2) = (5∙20/(1,73∙0,38∙0,7)) + (60/(1,73∙0,38∙0,7)) = 347,7 А

Принимаем ток уставки 350 А.

 

а) Проверяем на срабатывание уставки при двухфазном К.З.( ):

 

           =  =  = 3036 А;     ≥ К_у ;    = 7,59 > 1,5

 

б) Проверяем на срабатывание уставки при двухфазном К.З.( ):

 

 

           =  =  = 3036 А;     ≥ К_у ;    = 8,67 > 1,5

 

2.5. Расчёт заземления.

Специфическими условиями подземных выработок шахт является наличие взрывоопасной метановоздушной среды вместе с угольной пылью. Поэтому заземление шахтных электроустановок, кроме защиты от поражения, должно быть выполнено так, чтобы по возможности, снизить вероятность образования открытых электрических разрядов и искрений как источника воспламенения рудничного газа. В связи с этим, в разрабатываемом стандарте, основной целью заземления в шахте является создание общей системы уравнивания потенциалов. Для этого, все оболочки и наружные металлические части электрического оборудования должны быть электрически соединены между собой и присоединены к заземляющему проводнику (отдельный внешний проводник или заземляющая жила кабеля). Эффективность защитного действия заземления определяется, в первую очередь, постоянным контролем непрерывности цепи заземления. Благодаря широкому применению на шахтах для питания участковых подстанций высоковольтных кабелей с заземляющей и вспомогательной жилами, в стандарт вводится требование контроля непрерывности заземляющей жилы этих наиболее протяженных кабелей.

 

3. Обоснование оптимального варианта системы электроснабжения

 

Обоснование оптимальной системы электроснабжения производится посредством сравнения затрат по вариантам за принятый период времени (год) приведенным к исходному моменту, полученным на основе результатов выше приведенного технического расчета и данных по стоимостным параметрам входящих элементов затрат.

Сравниваются затраты по двум системам электроснабжения:

 

- от региональной (районной) линии З1 = -К1 - Ц1 - И1 + D1 + E1

- от локальной (местной) электростанции З2 = -К2 - К02 - И2 + D2 + E2

 

3.1. По первому варианту:

К1 – капиталовложения в строительство линии электропередач Lр и трансформаторной подстанции:

 

К1 = Lр ∙ Кл1+Кт,

Ц1 – стоимость подключения к районной сети          Ц1 = Рр ∙ С1

И1 – годовые эксплуатационные затраты

И₁ = И_{к  , где}

И_к  квартальные издержки

И_к =

Ик1 = Изп+Иэ1+Ипэл+Ипэт+Ирм+Ипр, где

Изп = З01 ∙ nч ∙ nм – зарплата обслуживающего персонала

З01 – месячная ставка рабочего соответствующего разряда, обслуживающего систему электроснабжения

nч – число рабочих, обслуживающих систему электроснабжения nм – число месяцев в квартале.

Иэ1 = Рс ∙ Тк ∙ Сэ – оплата за квартальное потребление электроэнергии

Ипэ1 = 

– Издержки, связанные с потерями электроэнергии в линии электропередач Lр = 44 км

Ипэт = 0,02 ∙ Sт ∙ Т ∙ Сэ – издержки, связанные с потерями электроэнергии в трансформаторе

Ирм = 0,2 ∙ р ∙ К1 – затраты на текущий ремонт;

Ипр = 0,3 ∙ (Ирм + Изп) – прочие затраты

 = 

− остаточная стоимость оборудования К1 при среднем коэффициенте амортизации

  = 0,05 (при подключении к региональной сети), p2 = 0,1 (при использовании локального энергоисточника)

Е₁ = И_к1 ∙ С_н

− экономия на налоге на прибыль.

3.2. По второму (альтернативному) варианту:

К2 − капиталовложения в локальную (дизельную) электростанцию,

К02 – начальный оборотный капитал (квартальный запас топлива)

И2; D2; Е2 – определяются аналогично первому варианту, только в этом случае отсутствуют издержки связанные с потерями энергии (Ипэл, Ипэт), а энергетические затраты определяются по формуле:

Иэ2 = Рс ∙ Тк ∙ q ∙ Ст

В расчёте приняты следующие значения:

 а) технических параметров (по расчёту):

– активной расчетной мощности − Рр = 496,8 кВт;

– полной средней мощности − Sс = 380 кВА;

– средней расчетной мощности − Рс = Рр/км = 355 кВт;

– удельного расхода дизельного топлива − q = 0,25 кг/кВт∙ч.

б) экономических параметров (по таблицам стоимостей):

– 1 км воздушной линии 35 кВ – Кл1 = 1 млн. руб./км;

– подключение к районной сети − Ц1 = 10000 руб/кВт;

– электростанции ДГА-1000 − К2 = 15500000 млн. руб.;

– трансформаторной подстанции ТМ 1000/35 − Кт = 465000 + 291000 = 756000 руб.;

– электроэнергии − Сэ = 3 руб/кВт∙ч;

– дизельного топлива − Ст = 35 руб/кг;

– зарплаты обслуживающего персонала: 5 разряд = 39000 руб/мес; 6 разряд = 43000 руб/мес

– ставка налога на прибыль − Сн = 0,26;

– ставка альтернативного вложения − iк = 0,04; iг = 0,16 (квартальная и годовая).

в) временных параметров:

– число часов работы в квартал − Тк = Тг/4 = 7000/4 = 1750 ч;

– число кварталов − n = 4.

 

3.3. Расчёт по первому варианту:

−Капиталовложения в строительство линии электропередач Lр и трансформаторной подстанции:

К1 = Кл1 ∙ Lр + Кт = 1000000 ∙ 44 + 756000 = 44756000 руб

 

− Стоимость подключения к районной сети:     

 Ц1 = Рр ∙ Сn = 496,8 ∙ 10000 = 4968000 руб

 

− Зарплата обслуживающего персонала:

Изп1 = З01 ∙ nч1 ∙ nм = 39000 ∙ 6 ∙ 3 = 702000 руб

 

− Оплата за квартальное потребление электроэнергии:

Иэ1 = Рс ∙ Тк ∙ Сэ = 355 ∙ 1750 ∙ 3 = 1863750 руб

 

− Издержки, связанные с потерями электроэнергии в линии электропередач:

Ипэ1 =    =   = 34037 руб

− Издержки, связанные с потерями электроэнергии в трансформаторе:

Ипэт1 = 0,02 ∙ Sт ∙ Тк ∙ Сэ = 0,02 ∙ 1000 ∙ 1750 ∙ 3 = 105000 руб

 

− Затраты на текущий ремонт:

Ирм1 = 0,2 ∙ p1 ∙ К1 = 0,2 ∙ 0,05 ∙ 44756000 = 447560 руб

 

− Прочие затраты:

Ипр1 = 0,3 ∙ (Ирм1 + Изп1) = 0,3 ∙ (447560 + 702000) = 344868 руб

 

− Квартальные издержки:

Ик1 = Изп1 + Иэ1 + Ипэ1 + Ипэт1 + Ирм1 + Ипр1 = 702000 + 1863750 + 34037 + 105000 + 447560 + 344868 = 3497215 руб

 

− Годовые эксплуатационные затраты:

И₁ = И_к1      = 12694540 руб

 

− Экономия на налоге на прибыль:

Е1 = Сн ∙ И1 = 0,26 ∙ 12694540 = 3300580 руб

 

− Остаточная стоимость оборудования К1 при среднем коэффициенте амортизации

  = 0,05:

 =   +  =   +   = 73072800 руб

 

− Затраты от региональной (районной) линии:

З1 = –К1 – Ц1 – И1 + D1 + Е1 = - 44756000 - 4968000 - 12694540 + 73072800 + 3300580 = 13954840 руб.

 

3.4. Расчёт по второму варианту:

− Капиталовложения в локальную (дизельную) электростанцию:

К2 = 15500000 руб

 

– Начальный оборотный капитал (квартальный запас топлива)

К02 = 5435938 руб

 

− Зарплата обслуживающего персонала:

Изп2 = З02 ∙ nч2 ∙ nм = 43000 ∙ 6 ∙ 3 = 774000 руб

 

− Оплата за квартальное потребление электроэнергии:

Иэ2 = Рс ∙ Тк ∙ q ∙ Ст = 355 ∙ 1750 ∙ 0,25 ∙ 35 = 5435938 руб

 

− Затраты на текущий ремонт:

Ирм2 = 0,2 ∙ p2 ∙ К2 = 0,2 ∙ 0,1 ∙ 15500000 = 310000 руб

 

− Прочие затраты:

Ипр2 = 0,3 ∙ (Ирм2 + Изп2) = 0,3 ∙ (310000 + 774000) = 325200 руб

 

− Квартальные издержки:

Ик2 = Изп2 + Иэ2 + Ирм2 + Ипр2 = 774000 + 5435938 + 310000 + 325200 = 6845138 руб

 

− Годовые эксплуатационные затраты:

И₂ = И_к2      = 24847100 руб

 

− Экономия на налоге на прибыль:

Е2 = Сн ∙ И2 = 0,26 ∙ 24847100 = 6460246 руб

 

− Остаточная стоимость оборудования К2 при среднем коэффициенте амортизации

  = 0,1:

 =   +  =   +   = 12596300 руб

 

− Затраты от локальной (местной) электростанции:

З2 = –К2 – К02 – И2 + D2 +Е2 = -15500000 - 5435938 - 24847100 + 12596300 + 6460246 =

- 26726492 руб.

 

Значения приведённых затрат по варианту электроснабжения от региональной сети меньше, чем от локального энергоисточника на ΔЗ = З2 – З1 = 26726492 – 13954840 =

12771652 руб., т.е. на 47,8%.

 

Таким образом, для электроснабжения горных работ в рассматриваемых условиях следует  принять вариант электроснабжения от региональной сети.