Электроснабжение Сокольского деревообрабатывающего комбината

12.РАЗДЕЛ ЭКОНОМИКИ  И ОРГАНИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВА

 

12.1.Технико-экономическое обоснование  числа и мощности трансформаторов в подстанции

 

Поскольку от ГПП питаются потребители  всех трех категорий надежности и питание от системы имеется лишь со стороны высокого напряжения, то требуется, как правило, установка не менее двух трансформаторов (см. п.4).

Для двухтрансформаторной подстанции должно выполняться условие

 

                                              S_тр ³ (0,65¸0,7)*S_р                                              (12.1)

 

S_тр ³ 0,7*21347 = 14942,9 кВ*А

 

Из [4] для проектируемой  двухтрансформаторной подстанции 110/10 кВ выбираем трансформаторы двух типов  ТДН-16000/110 и ТРДН-25000/110.

Проверим возможность  работы одного трансформатора в аварийном  режиме. Коэффициенты перегрузки определим соответственно по формуле (4.2):

К_{з, ав 1} = 21347 / 16000 = 1,33<1,4

К_{з, ав 2} = 21347 / 25000 = 0,85<1,4

 

Условие выполняется, следовательно, работа одного трансформатора с S_ном = 16000 кВ*А и S_ном = 25000 кВ*А в аварийном режиме возможна.

Технические данные трансформаторов  представлена в табл. 12.1

Таблица 12.1

Технические данные трансформаторов

 

Тип трансформатора	Sном, кВ*А	Кол-во	Uном, кВ		DРх,кВт	DРк,кВт	Ик, %	Iх,%
			ВН	НН
ТДН-16000/110	16000	2	115	11	19	85	10,5	0,7
ТРДН-25000/110	25000	2	115	10,5	27	120	10,5	0,7

 

Оценку эффективности предложенных вариантов произведем по критерию минимума приведенных затрат по формуле:

 

                                                      З = Е_н * к_т + И,                                             (12.2)

 

где Е_н – норма дисконта, равная 0,16;

      к_т – капитальные вложения, которые определяются по формуле:

 

                                                        к_т = Ц * Д,                                                  (12.3)

 

где Ц – цена трансформатора до 1990 г.;

      Д – диффлятор,  равный 37,04;

      И – ежегодные  эксплуатационные издержки, которые  определяются по 

     формуле:

 

                                                   И = И_а + И_DW,                                                  (12.4)

 

где И_а – издержки на амортизацию, которые определяются по формуле:

 

                                                      И_а = к_т * а_г,                                                   (12.5)

 

где а_г – коэффициент отчисления на амортизацию, а_г = 0,1;

      И_DW – издержки из-за потерь электроэнергии, тыс. руб, которые

      определяются  по формуле:

 

                                                   И_DW = в * DW_т,г                                               (12.6)

 

где в – средняя себестоимость  электроэнергии с учетом НДС,

      в = 1,5815 руб/кВт*ч;

      DW_т,г – потери в трансформаторах и определяются по формуле:

 

                                 DW_т,г = n * (DР_х * Т_г + К_з² * DР_к * t_нб)                             (12.7)

 

где n – число трансформаторов;

      Т_г – годовое число часов работы потребителей, Т_г = 7000 часов;

      t_нб – время максимальных потерь электроэнергии, определяется по

      формуле:

 

                                 t_нб = (0,124 + Т_{max, А} / 10000) * 8760,                              (12.8)

 

где Т_{max, А} – время использования максимума нагрузки, равное 4500 часов.

 

Приведем расчет по первому  варианту:

к_т = 48 * 37,04 = 1777,92 тыс. руб;

Е_н * к_т = 0,16 * 1777,92 = 284,467 тыс. руб;

И_а = 1777,92*0,1 = 177,792тыс. руб;

t_нб = (0,124 + 4500 / 10000) * 8760 = 2886 часов;

DW_т,г = 2 * (19 * 7000 + 0,7² * 85 * 2886) = 506403,8 кВт*ч

И_DW = 1,5815 * 506403,8 = 800,62 тыс. руб;

И = 1777,92 + 800,62 = 978,41 тыс. руб;

З = 284,467 + 978,41 = 1262,877 тыс. руб

Аналогично проводим расчет по второму  варианту. Результаты сводим в сравнительную  табл. 12.2.

Таблица 12.2

Результаты приведенных затрат по двум вариантам

 

Тип трансформатора	Sном, кВ*А	Колво, шт	кт, тыс. руб	Иа, тыс. руб	DWт,г тыс кВт*ч	ИDW тыс. руб	И тыс. руб	Ен * кт тыс. руб	З тыс. руб
2хТДН-16000/ 110	16000	2	1777,92	177,792	506,4	800,62	978,41	284,467	1262,877
2хТРДН-25000/ 110	25000	2	2074,24	207,42	717,4	1070,6	1278,1	331,82	1609,89

 

Как следует из расчетов, наименьшие приведенные затраты имеют место в первом варианте. Таким образом, окончательно принимаем к установке два трансформатора с номинальной мощностью каждого 16000 кВ*А.

 

 

 

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, кВт*ч;

      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