Економічне обґрунтування схеми зовнішнього електропостачання підприємства

2.1 Економічне обґрунтування схеми зовнішнього електропостачання підприємства

Живлення заводу можливо здійснити по повітряній лінії від підстанції, на якій встановлено два трансформатори напругою 110/35/10 кВ, чи від двох секцій шин 10 кВ ТЕЦ сусіднього підприємства по кабельній лінії. Питома вартість втрат потужності і електроенергії Со = 50 грн./кВт. Сумарний відсоток амортизаційних відрахувань в лінії Ел = 2,8%, для силового обладнання Ео = 9,4%. Частота планово-попереджувального ремонту обладнання h_р = 1 раз/рік, час планового ремонтного простою ланцюга tр = 25 годин. Вартість ГПП для 1 варіанту Ко = 130580 грн., для 2 – 226800 грн. Вартість 1 км лінії Кл = 5445 грн. Переріз провідників лінії для обох варіантів вибираю за економічною густиною струму. Довжина лінії вказана на генплані заводу.

Розглянемо два варіанта схем зовнішнього живлення підприємства.

Варіант №1

Визначимо приведені втрати при цьому варіанті. Розрахункова потужність підприємства Sр = 8026,6 кВА, довжину лінії L = 12 км. Переріз провідників вибираємо за економічною густиною струму:

, де

J_ек – економічна густина струму. Для неізольованих провідників j_ек = 1 А / мм². Оскільки Ім = Sр/U_н√3 = 8026,6/110 ∙ 1,73 = 42,2 А, тому = 42,2/1 = 42,2 мм² .

Для визначення j_ек і Т_м скористаємось типовим річним графіком навантаження за тривалістю, який зображено на рис. 2.1.

Рис.2.1. Графік навантаження за тривалістю (річний)

Час використання максимального навантаження:

По таблиці 5 обираємо j_ек = 1,0, тип лінії АС-50 (r₀ = 0,592 Ом/км)

 

Рис. 2.2.Схема зовнішнього живлення підприємства

Для визначення вартості втрат визначимо опір ланцюга. Для цього визначимо активні опори трансформатора та лінії:

де _DР_к – втрати потужності КЗ в трансформаторі;

U_н – номінальна напруга;

S_тр – номінальна потужність трансформатора;

Лінії:

R_л = r₀ × l = 0,592∙12 = 7,1 (Ом),

де r₀ – активний опір l – го км лінії;

l – довжина лінії;

Мережі:

R_м = R_тр. + R_л = 14,2 + 7,1 = 21,3 (Ом)

Розраховуємо втрати потужності в мережі:

де U_н – номінальна напруга;

Вартість втрат потужності:

 грн.,

де Со - питома вартість втрат потужності і електроенергії грн. /кВт;

DРі – втрати активної потужності в системі електропостачання,кВт.

Параметри потоку відмов мережі. Для мережі, що складається з одного ланцюга послідовно з'єднаних елементів w_м можна визначити по формулі:

w_м = w_л = , де w_і - параметр потоку відказів і-го елемента мережі:

w_м = åw_і = 0,03+0,7·12/100+0,006+0,01=0,13

Час відновлення мережі: ,

де tві - час відновлення і-го елемента мережі, год.

Твм = 1 / 0,13 (0,03 ∙25 + 0,084∙ 10 + 0,006 ∙15 + 0,01∙ 90 ) = 19,8 (год),

Збитки від перерви електропостачання У = (у₁ + у₂Твм) w_м,

де у₁ - збиток від факту перерви електропостачання;

у₂ - збиток на одиницю тривалості перерви електропостачання;

Твс – сумарний час перерви електропостачання;

w_м– параметр потоку відмов мережі.

У = (У1 + У2 Т_ВМ) · w_М = (29000 + 10000 ∙19,8) ∙0,13 = 29510 (грн),

де У1-збитки від факту перерви електропостачання;

У2 - збитки на одиницю тривалості перерви електроспоживання;

Т_ВМ – сумарний час перерв електроспоживання (час відновлення мережі);

w_М – параметр потоку відмов мережі.

Приведені затрати по 1 – му варіанту:

З₁ = к_л. l_л Ел+Ко·Е₀+С_п+У= 5445∙ 12∙ 0,028 + 130580∙ 0,094 + 5670 + 29510 = =49284 (грн),

де Кл, Ко- капітальні вкладення в ЛЕП та силове обладнання ГПП;

Ел, Е₀-сумарний процент амортизаційних відрахувань від капітальних вкладень в лінії і в силове електрообладнання відповідно.

Варіант №2

Оскільки Ім = Sр/2 U_н√3 = 8026,6/2∙ 110 ∙1,73 =21,1 А, тому = =21,1/1 = 21,1 мм² .

Для визначення j_ек і Т_м скористаємось тим же типовим річним графіком навантаження за тривалістю, який зображено на рис. 2.1.

По таблиці обираємо j_ек = 1,0, тип лінії А-35 (r₀ = 0,83 Ом/км)

Для визначення вартості втрат визначимо опір ланцюга. Для цього визначимо активні опори трансформатора та лінії:

де _DР_к – втрати потужності КЗ в трансформаторі;

U_н – номінальна напруга;

S_тр – номінальна потужність трансформатора;

 

Рис. 2.3.Схема зовнішнього живлення підприємства

Лінії:

R_л = r₀ × l = 0,83 ∙12 = 9,96 (Ом),

де r₀ – активний опір l – го км лінії;

l – довжина лінії;

Опір ланцюга: R_лан. = R_тр. + R_л = 14,2 + 9,96 = 24,16 (Ом)

Мережі:

R_м = R_лан.. /2 = 24,16/ 2 = 12,08 (Ом)

Розраховуємо втрати потужності в мережі:

де U_н – номінальна напруга;

Вартість втрат потужності:

 грн.,

де Со - де Со - питома вартість втрат потужності і електроенергії грн./кВт;

DРі – втрати активної потужності в системі електропостачання,кВт.

Для визначення значень w_м і Т_в.м по 2 – му варіанту розрахуємо значення коефіцієнтів аварійного і ремонтного простою кола і відносне число накладань відмов одного кола на ремонт в другому.

де Т_р.л, Т_в.л – час відповідно планового ремонту і відновлення ланцюга живлення;

Визначимо параметр потоку відмов мережі і час відновлення мережі:

w_м = 2 ×w_л × (к_р.л + к_в.л ) = 2 × 0,13 × (2,9 × 10^-3 + 0,29 × 10^-3) = 0,8 × 10^-3

Час відновлення мережі:

Визначимо збитки:

У = (У1 + У2 · Т_ВМ) · w_М = (29000 + 10000∙ 11,2)∙ 0,8 × 10^-3 = 112,8 (грн)

Приведені затрати по 2 – му варіанту:

З₂ = 2 к_л l_л Ел + Ко Е₀+С_п+У= 2∙ 5445 ∙12∙ 0,028 + 226800· 0,094 + 3215 + +112,8 = 28306 (грн),

де Кл, К_о - капітальні вкладення в ЛЕП в ГПП; Ел, Е₀-сумарний процент амортизаційних відрахувань від капітальних вкладень в лінії і в силове електрообладнання відповідно .

Приведені затрати по першому варіанту більші ніж по другому варіанту. Другий варіант в даному випадку більш економічний. Цей варіант являється більш надійним і більш перспективним при збільшенні потужності підприємства, тому ми приймаємо двотрансформаторну ГПП з трансформаторами ТДН ‑ 6300.