Электроснабжение насосной станции (стр. 9 из 19)

При проведении ТЭР критерием оптимальности решения являются меньшие расчетные (приведенные) затраты, определяемые по следующему выражению [14]:

З_i = И_i + Е_н · К_i + У_i, (3.5)

где Е_н = 0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год;

К - капиталовложения в электроустановку, руб/год;

И - годовые издержки производства, руб/год:

И = И_а.о+ И_пот, (3.6)

И_а,о = a_а.о × К -амортизационные отчисления и издержки на обслуживание электроустановки (текущий ремонт и зарплата персонала), руб/год;

a_а.о - норма отчислений, о.е;

И_nom - издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой электроустановке, руб/год:

И_пот = И_пот.т – И_пот.л (3.7)

И_пот.т и И_пот.л. - издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах и линиях электропередач (ЛЭП) соответственно, руб год.

Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов, руб/год [16]:

(3.8)

где n - число трансформаторов в группе;

DР_х и DР_к - соответственно номинальные потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

С_э.х и С_э.к - стоимость 1 кВт×ч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно (см. рис.6.2[16]), руб/(кВт-ч);

Т — время работы трансформаторов (при его работе круглый год Т = 8760 ч/год), ч/год;

S_åm - расчетная полная мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, кВА;

S_hom — номинальная мощность трансформатора, кВА;

t - время максимальных потерь, ч/год [5]:

(3.9)

Стоимость потерь энергии для линий, руб/год [16]:

И_пот.л = DЭ_л × С_э (3.10)

Потери энергии в ЛЭП, кВт×ч/год

(3.11)

где S - полная мощность, передаваемая по ЛЭП, ВА;

U — номинальное напряжение ЛЭП, кВ;

г_о — удельное активное сопротивление ЛЭП, Ом/км;

L - длина ЛЭП, км;

n - число параллельно включенных ЛЭП.

Потери энергии в трансформаторах

(3.12)

Ущерб от перерыва электроснабжения определяется по формуле:

У = Т_пер × Р_р ×У_о, (3.13)

где У_о - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб/(кВт-ч);

Т_пер — среднегодовое время перерыва электроснабжения, ч/год;

Р_р - расчетная активная мощность, потребляемая предприятием, кВт.

Для определения времени перерыва электроснабжения необходимо произвести оценку надежности элементов электроснабжения по следующим выражениям [10]:

параметр потока отказов линии или присоединения

(3.14)

среднее время восстановления после отказа одной линии или присоединения

(3.15)

коэффициент аварийного простоя

k_a = l_aå × T_вå, (3.16)

коэффициент планового простоя

k_n = 1,2× k_ni.max; (3.17)

коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения, соответственно для второй линии

k_2a.n = 0,5 × l_aå × k_n npu k_n £ Tв_å; (3.18)

k_2a.n = k_a × (k_n × 0,5 × Tв_å) npu k_n > Tв_å; (3.19)

коэффициент аварийного простоя двух линий или присоединений при одинаковых параметрах надежности

k_nep = k_a² + 2 • k_2a.n, (3.20)

среднегодовое время перерыва электроснабжения

Т_пер = k_nep • 8760, (3.21)

где l_ai — параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения (СЭС), 1/год;

T_вi — среднее время восстановления после отказа, лет;

k_ni.max — максимальный коэффициент аварийного простоя одного элемента СЭС входящего в данное присоединение, о.е.

ТЭР для варианта №1.

Для того, чтобы учесть капитальные затраты на ЛЭП, необходимо предварительно выбрать сечение провода. При выборе сечения провода необходимо учесть потери мощности в трансформаторах ППЭ.

Каталожные данные трансформатора ТДН-16000/110 [14]:

DР_х = 18 кВт; DР_к = 85 кВт; U_к = 10,5%; I_x = 0,7%; S_ном = 16000 кВА.

Потери мощности при работе двух трансформаторов

Потери мощности при работе одного трансформатора

Расчетная мощность, с учетом потерь мощности в трансформаторах ППЭ, в нормальном и послеаварийном режимах

Выбор сечения проводов ЛЭП.

Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше, согласно ПУЭ, производится по нагреву расчетным током. Проверка проводится по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможной неравномерности распределения токов между линиями.

Определим расчетный ток нормального и послеаварийного режимов соответственно

(3.22)

Выбираем провод марки АС-70/11 с I_доп = 265 А и сечением F = 70 мм², так как минимально допустимое сечение по условию потерь на корону согласно ПУЭ 70 мм².

Сечение провода по экономической плотности тока

(3.23)

где j_э = 1 - экономическая плотность тока при Тmах > 5000 ч [17], А/мм².

Определим потери напряжения в ЛЭП в послеаварийном режиме:

Для послеаварийного режима допускаются потери напряжения до 10% .

Окончательно выбираем провода марки АС-70/11 с I_доп = 265 А.

ЛЭП на железобетонных опорах.

Капитальные затраты.

К = К_тр + К_ору + К_лэп + К_кл.эп = (2 × 53000) + (2 × 11500) + (2 × 7700 × 4) + (2 × 470 × 4) = = 194360 руб.

Издержки.

Время максимальных потерь по (3.9):

Потери энергии в ЛЭП по (3.11):

По (3.10): И_пот.л = 169183,48 • 0,0075 = 1268,876 руб/год.

Потери энергии в трансформаторах

В данном случае С_эх » С_эк = 0,0075 руб/(кВт-ч), тогда

И_пот.т = DЭ_т • С_э = 729730,74 • 0,0075 = 5472,98 руб / год.

Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления

И_а,о = a_а.оору × К_ору + a_а.о.тр × К_тр + a_а.о.лэп× К_лэп + a_а.о.кл× К_кл =

= 0,094 • 23000 + 0,094 • 106000 + 0.028 • 61600 + 0,073 × 3760 =

= 14125,28 руб/год.

Годовые издержки по (3.6):

И =14125,28 + (5472,98 + 1268,876) = 20867,13 руб /год.

Ущерб.

По (3.13): l_аå = 0,01 + 0,088 + 0,008 + 0,06 + 0,01 + 0,2 = 0,332 1/год.

По(3.14):

По (3.15): k_a = 0,332 • 0,01129 = 0,00375 о.е.

По (3.16): k_n = 1,2 • 0,074 = 0,0888 о.е.

По (3.18): k_2a.n = 0,00375 • (0,0888 - 0.5 • 0,01129) = 0,00031 о.е.

По (3.19): k_nep = 0,00375² + 2 • 0,00031 = 0,0000634 о.е.

По (3.20): Т_пер = 0,0000634 • 8760 = 5,55 ч/ год.

По (3.12): У =5,55 • (16169,243 + 87,518) • 0,6 = 54135 руб/ год.

Приведенные затраты по (3.5):

3 = 0,12 • 194360 + 20867,14 +54135 = 98325,34 руб/год.

Для остальных вариантов расчеты сведены в табл.3.1 и табл.3.2.

Согласно рекомендации СН174-75, если затраты варианта с большим напряжением превосходят на 10-12%, то следует принимать вариант с большим напряжением, как наиболее перспективный.

В данном случае по результатам ТЭР проходит четвёртый вариант.

Таблица 3.2 Результаты ТЭР

№ варианта	Наименование оборудования	Стоимость, руб	n шт	Kaп. затраты, руб.	Издержки					Ущерб руб/год	Затраты, руб/год
					lа.о, о.е.	Иа.о, руб/год	Сэ, руб/ (кВт ч)	DЭ, (кВт ч)/ год	Ипот, руб/год
1	AC - 70/11	30800	2	61600	0,028	1724,8	0,0075	169183,5	1268,87	54135	98325,3
	ТДН–16000/110	53000	2	106000	0,094	9964
	ОРУ	11500	2	23000	0,094	2162		729730,7	5472,98
	Контр. Кабель	1880	3760	0,073	274,48
2	AC - 150/19	9200	2	18400	0,028	515,2	0,0075	3098510	23238,83	53257	86926,9
	ТДНС-16000/35	37000	2	74000	0,094	6956
	ОРУ	2400	2	4800	0,094	451,2		297891,5	2234,19
	Контр. Кабель	1880	3760	0,073	274,48
3	AC - 70/11	30800	2	61600	0,028	1724,8	0,0075	169183,5	1268,88	7218	6116,68
	ТДН –16000/110	53000	2	106000	0,094	9964
	ОРУ	36000	2	72000	0,094	6768		729760,7	5473
4	AC- 150/19	9200	2	18400	0,028	515,2	0,0075	3098510	2323,83	4272,27	50615,7
	ТДНС-16000/35	37000	2	74000	0,094	6956
	ОРУ	5400	2	10800	0,094	1015,2		297891,5	2234,18

4 Выбор системы распределения электроэнергии