Электроснабжение Сокольского деревообрабатывающего комбината

12.2.Экономическое обоснование схемы  электроснабжения комбината 

с учетом надежности

 

 

 

На предприятии находятся две  центральные распределительные  подстанции, от которых осуществляется питание двенадцати трансформаторных подстанций, потребители которых относятся ко всем трем категориям надежности.

Рассмотрим варианты с радиальными  и магистральными питанием ТП и выберем  оптимальный вариант по технико-экономическим  расчетам.

Расчетные мощности, токи трансформаторных подстанций комбината, параметры линий согласно расчета, представлены в п.11, приведены в табл.12.3.

Таблица 12.3

Параметры вариантов схем электроснабжения

 

Номер ТП	Sр, кВ*А	Iр, А	Сечение, мм2	Длина 10-3, км
Радиальная схема электроснабжения
ТП-1	1915	100,5	3х50	2х390
ТП-2	1100	58	3х16	2х380
ТП-3	1113	58,4	3х16	2х53
ТП-4	1726	91	3х35	2х100
ТП-11	1021	54	3х16	2х140
ТП-12	1259	66	3х25	2х290
ТП-13	1964	103	3х50	2х340
ТП-14	1097	58	3х16	2х122
ТП-15	1989	104	3х50	2х210
ТП-16	639	33,5	3х16	1х63
ТП-20	917	48	3х16	2х150
ТП-22	3114	179	3х95	2х170
Магистральная схема электроснабжения
ТП-1	5004	270	3х240	2х390
ТП-2
ТП-15
ТП-3	1113	58,4	3х16	2х53
ТП-4	1726	91	3х35	2х100
ТП-22	3114	179	3х95	2х170
ТП-11	5161	272	3х240	2х340
ТП-12
ТП-13
ТП-20
ТП-14	1097	58	3х16	2х122
ТП-16	639	33,5	3х16	63

 

Электроснабжение  ТП осуществляется кабельными линиями, проложенными в земле, марки ААБл (см. п.11).

Оптовая стоимость  определяется по формуле:

 

                                                      Ц_о = Ц_б * Д * l_S                                         (12.9)

 

где Ц_б – удельная стоимость прокладки кабеля [19]

 

Капитальные вложения определяются по формуле:

 

                                                  К = Ц_о* (1+s_т + s_с + s_м)                               (12.10)

 

где s_т, s_с, s_м – затраты на текущий, средний и малый ремонт, соответственно,

      равные s_т = 0,1 s_с = 0 s_м = [19].

 

Эксплуатационные  издержки определим следующим образом:

 

                                                  И_эксп= И_об + И_DW,                                           (12.11)

 

где И_об – затраты на обслуживание и ремонт;

      И_DW – стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.

 

                                              И_об =К * (и_об + и_рем)/100                                   (12.12)

 

где и_об, и_рем – нормы отчислений на обслуживание и ремонт линии,

      соответственно 2,0 и 0,3.

 

                                                И_DW= DW_л * t * b_э,                                          (12.13)

 

где DW_л – годовые потери мощности в линиях, кВтч;

      t – время максимальных потерь, равное 2886 ч (см. п.п.12.1);

 

                                                     DW_л= Dр * I_р² * l,                                       (12.14)

 

где Dр – удельные потери мощности в линиях, равные 1,4 Вт/А².

 

В итоге приведенные  затраты определяются по формуле:

 

                                                      З= Е * К + И_эксп,                                        (12.15)

 

Расчет приведенных  затрат проведем на примере первого  варианта:

Ц_о = 37,04 * (4360*1,88 + 3590*1,753 + 3980*0,2 + 3750*0,587 + 5070*0,34) = 710,608 тыс. руб

К = 710,608 * (1+0+0) = 781,669 тыс. руб

И_об = (2,0+0,3)/100 * 781,669 = 17,978 тыс. руб

DW_л = 1,4*(100,5²*0,390 + 58²*0,380 + 58,4²*0,053 + 91²*0,1 + 54²*0,140 + 66²*0,290 + 103²*0,340 + 58²*0,122 + 104²*0,210 + 33,5²*0,63 + 48²*0,150 + 179²*0,170) = 28960,6 кВт*ч

И_DW = 28960,6*2886*1,5815 = 126916,67 тыс. руб

И_эксп = 17,978+126916,67 = 126934,648 тыс. руб

З = 0,16*781,669 + 126934,648 = 127059,715 тыс. руб

Результаты технико - экономического расчета представлены в табл. 12.4

 

Таблица 12.4

Результаты технико - экономического расчета

 

Вариант	Капит. затраты, тыс. руб	Эксплуат. издержки, тыс. руб	Потери электрической энергии,  кВт*ч	Стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб	Приведенные затраты, тыс. руб
I	781,669	126934,648	28960,6	126916,67	127059,715
II	651,470	154185,338	34731,5	154170,355	154289,808

 

Принимаем первый вариант (радиальная схема электроснабжения), как наиболее экономичный.

Таки образом, технико – экономический расчет показал, что с увеличением сечения проводов и мощности трансформаторов, увеличиваются потери в этих элементах, что приводит к увеличению капитальных затрат. Чтобы энергосистема была выгодной, необходимо выбирать надежную схему, рациональные напряжения, число и мощность трансформаторов.

 

Выбор варианта исполнения ОРУ 110 кВ с учетом надежности

 

Рассмотрим два варианта схемы ПС 110/10 кВ, которые различаются  разновидностью выполнения схемы по стороне 110 кВ (см. рис.12.1 и 12.2)

 

 

 

 

 

Схема «Мостика с выключателем в рабочей перемычке и  отделителями         на трансформаторах»

Схема «Мостика с выключателями                  на трансформаторах»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                         Рис. 12.1                 Рис. 12.2

 

Данные схемы различаются наличием оборудования, которые имеют определенные показатели надежности. Показатели надежности элементов оборудования представлены в табл.12.5.

Определяем показатель надежности на шинах РУ 10 кВ понизительной ПС 110/10 кВ. Для этого составляем расчетную схему для каждого варианта в отдельности и в зависимости от соединения элементов в схеме определяем эквивалентное сопротивление данной структуры. Как видим, различие в данных схемах начинается с отделителей и выключателей на трансформаторах, поэтому и расчет ведем от этих элементов. Определяем показатели надежности системы в точке “А” для первого варианта схемы (рис.12.3).

 

 

Таблица 12.5

Показатели надежности элементов  оборудования

 

Элемент	Частота отказов ω0, год-1	Среднее время восстановления τ, ч
Трансформатор 110 кВ	0,03	30
Отделитель 110 кВ	0,05	5
Короткозамыкатель 110 кВ	0,05	5
Выключатель 110 кВ	0,02	7
Выключатель 10 кВ	0,05	5,5
Шины РУ-10 кВ 1 секция	0,006	5
Шины РУ-10 кВ 2 секция	0,007	5

 

Полная расчетная схема  первого варианта

 

 

 

 

Рис. 12.3

 

1,2 – ОД-110 кВ;

3,4 – КЗ-110 кВ;

5,6 – силовой трансформатор  110 кВ;

7,8 – вводной выключатель  10 кВ;

9 – шины РУ-10 кВ 1 секции;

10 – шины РУ-10 кВ 2 секции.

 

 

 

 

 

 

 

 

Упрощенная схема первого  варианта представлена на рис. 12.4

 

 

Упрощенная расчетная  схема первого варианта

 

         

                                                            Рис. 12.4

 

Показатели надежности системы последовательно соединенных элементов определяется по формуле:

 

                                             w₁₁=w₁ +w₃ +w₅ +w₇,                                          (12.16)

 

где w₁,w₃,w₅,w₇ - соответственно частота отказа ОД-110 кВ, КЗ-110 кВ,

      Т-1, ВВЭ-М-10 кВ ввода Т-1.

 

w₁₁ = 0,05+0,05+0,03+0,05 = 0,18 год^-1.

 

                                τ₁₁ = w₁₁^–1*(τ₁*w₁ + τ₃*w₃ + τ₅*w₅+ τ₇*w₇),                    (12.17)

 

где τ₁,τ₃,τ₅,τ₇ - соответственно среднее время восстановления ОД-110 кВ,

      КЗ-110 кВ, Т-1, ВВЭ-М-10 кВ ввода Т-1.

 

τ₁₁ = 0,18 ^-1*(5*0,05+5*0,05+30*0,03+5,5*0,05)= 9,31 ч.

 

                                     w₁₂ =w₂ +w₄ +w₆ +w₈ +w₉                                         (12.18)

 

w₁₂ = 0,05+0,05+0,03+0,05+0,006 = 0,186 год^-1.

 

                               τ₁₂ = w₁₂^–1*( τ₂*w₂ + τ₄*w₄ + τ₆*w₆ + τ₈*w₈ + τ₉*w₉)       (12.19)

 

       τ₁₂ = 0,186 ^-1*(5*0,05+5*0,05+30*0,03+5,5*0,05+5*0,006)= 9,17 ч.

 

Показатели надежности системы параллельно соединенных  элементов:

 

                                                w₁₃ = w₁₁*w₁₂*( τ₁₁ + τ₁₂)                                  (12.20)

 

w₁₃ =0,18*0,186*(9,31+9,17) =0,619 год^-1.

 

                                                τ₁₁= τ₁₁*τ₁₂*(τ₁₁ + τ₁₂) ^–1                                   (12.21)

 

τ₁₁ = 9,31*9,17*(9,31 + 9,17) ^–1 = 4,62 ч.

 

Показатели надежности системы в точке А:

Частота отказов определяется по формуле:

 

                                        w_С=w₁₃+w₁₀                                     (12.22)

 

w_С = 0,619 +0,007 = 0,626 год^-1.

 

Среднее время восстановления определяется по формуле:

 

                      τ_С = w_С^–1*(τ₁₃*w₁₃ + τ₁₀*w₁₀)                             (12.23)

 

τ_С = 0,626*(4,62*0,619 +5*0,007)= 4,62 ч.

Среднее время простоя  за год определяется по формуле:

 

                                          Т= τ_с*w_с                                         (11.24)