Реконструкция системы электроснабжения вспомогательных цехов АО «Агромашхолдинг»

 

 тнг/год

 

Определим величину ущерба от нарушения электроснабжения потребителя при дублировании цепи.

Параметр потока отказов системы (2.11):

 

Среднее время восстановления питания системы (2.12):

 

 ч

 

Количество недоотпущенной электроэнергии при дублировании цепи (резервирование питающей цепи) будет равно (2.10):

 

 кВт·ч/год

 

Ожидаемый ущерб от нарушения  электроснабжения системы в этом случае составит (2.6):

 

 

тнг/год

 

Можно сделать вывод, что несоответствие схемы питания  потребителя его категории надежности приводит к дополнительному ущербу, значительно превышающего ущерб  от перерывов электроснабжения при  резервировании питания. В нашем случае этот дополнительный ущерб для потребителя составляет 29472 тнг/год.

Таким образом, можно подсчитать ожидаемый экономический эффект просуммировав разности между ущербом от нарушения электроснабжения потребителя по цепи с резервированием и цепи без резервирования. При этом экономический эффект составит 69,157 тыс.тнг/год. Для рассмотренных потребителей определим величину дополнительных капиталовложений, которая будет равна 291,37 тыс.тнг. Далее можно определить срок окупаемости вложенных дополнительных капиталовложений Т_ок, г, по формуле:

 

                                                                                            (2.13)

Срок окупаемости капиталовложений Ток при этом должен быть не более 8,3 лет, что и является условием для принятия рассмотренного предложения по улучшению надежности электроснабжения предприятия.

Зная величину капиталовложений и ожидаемый эффект определим  срок окупаемости капиталовложений (2.13):

 

 лет

 

Таким образом, можно  сделать вывод, что рассмотренное предложение по улучшению надежности электроснабжения потребителей экономически эффективно и срок окупаемости в этом случае не превышает нормативного.

 

 

2.2.3 Определение количества потребительских трансформаторных

подстанций (ТП)

На территории вспомогательных  цехов АО «АгромашХолдинг» расположены 7 ТП. Количество трансформаторных подстанций изменять не буду, так как это технико-экономически нецелесообразно. Произведу расчеты мощностей ТП по фактическим нагрузкам на сегодняшний день и проверю соответствие с существующими мощностями.

 

2.2.4 Определение расчетных электрических нагрузок ТП – 10/0,4 кВ

Расчетную нагрузку на шинах 0,4 кВ потребительских трансформаторных подстанций определяем, суммируя нагрузки потребителей питающихся от данной ТП с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузок.

 

Р_ртп = К_р.м. S Р_рi,                                                  (2.14)

 

Q_ртп = К_р.м. S Q_рi,                                                 (2.15)

S_pтп = ÖР_р.тп + Q_ртп.                                               (2.16)

 

где Кр.м. – коэффициент  разновременности максимумов нагрузок, Кр.м. = 0,9.

Произведем в качестве примера расчет для ТП-2, (2.14-2.16)

 

,

 

Р_ртп-2=0,9·(783+52,6) =835,6 кВт,

 

Q_ртп-2 = 0,9·(734,55+90,07) =824,62 кВАр,

 

кВА.

 

Определение расчетных  электрических нагрузок остальных ТП сводим в таблицу 2.2. После произведенного расчета мощности ТП можно сделать вывод, что существующие мощности отличаются от расчетных в связи с тем, что установленные мощности потребителей со временем изменились.

 

2.2.5 Компенсация реактивной мощности

Согласно ПУЭ средневзвешенный cosφ электроустановок, присоединяемых к электрическим сетям должен быть не менее 0,94.

Компенсацию реактивной мощности потребителей предусматриваем  на шинах 0,4 кВ потребительских ТП, путем  подключения к шинам комплектных  конденсаторных установок необходимой  мощности.

Необходимую мощность конденсаторных установок Q_бк, кВАр, определяем по следующему выражению (для ТП2):

 

Q_бк = Q_р – 0,33 · Р_р                                       (2.17)

 

Q_бк = 742,16 – 0,33 · 752,04 = 493,98 кВАр.

Принимаем две комплектные  конденсаторные установки УКБН – 0,38 – 250 кВАр, мощностью 250 кВАр каждая. В установках УКБН предусматривается регулирование мощности конденсаторных батарей.

Расчетная нагрузка трансформаторной подстанции с учетом компенсации S_р.к., кВА, определяется по формуле:

 

   ,                                    (2.18)

 

 

кВА.

 

Коэффициент мощности после  компенсации сosφ_к, вычисляется по формуле:

 

сos φ_к = Р_р / S_р.к.,                                            (2.19)

 

cos j_к = 752,04 / 790,07 = 0,95.

 

   Результаты расчетов  сводим в таблицу 2.3.

 

 

2.2.6 Определение количества трансформаторов в ТП и их

номинальной мощности

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов предприятий  должны быть технически и экономически обоснованы, т.к. это оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.

При выборе числа и  мощности силовых трансформаторов  используют методику технико-экономических расчетов, а также учитывают такие показатели, как надежность электроснабжения потребителей, расход цветного металла и потребная трансформаторная мощность. При выборе типа и исполнения силовых трансформаторов нужно исходить из условий их установки, охлаждения, температуры и состояния окружающей среды. При выборе предпочтение отдают масляным трансформаторам, т.к. сухие громоздкого исполнения, а совтоловые дороже и сложнее в ремонте. Число типоразмеров трансформаторов следует ограничивать, так как большое разнообразие создает трудности при эксплуатации и создании складского резерва и взаимозаменяемости.

В настоящее время  цеховые ТП выполняют комплектными (КТП). Правильное определение числа КТП и мощности трансформаторов на них возможно только на основе технико-экономических расчетов, с учетом компенсации реактивной нагрузок на напряжении до 1 кВ.

Выбор мощности силовых трансформаторов выполняем по полной расчетной нагрузке потребителей подключенных к данной подстанции ТП с учетом компенсации реактивной мощности.

 

S_р.тп2 =790,07 потребители II и III категорий по надежности электроснабжения.

S_н ³ S_р / 1,4 = 790,07/1,4=564,3 кВА.

 

Можно принять стандартные  мощности трансформаторов 1000 и 630 кВА. Оптимальную мощность определим  технико-экономическим расчетом.

Для всех вариантов принимаем время максимальных потерь Т = 3000 ч/год, стоимость потерь электрической энергии Ц_э = 6,9 тен/кВт/ч, норму амортизационных отчислений Р_а = 6,4 %.

Выполним сравнение  вариантов для ТП –2

 вариант 1 – трансформатор  ТМ 1000/10.

К₁ = 579 тыс.тен; DР_к = 11,6 кВт; DР_х = 3,3 кВт.

Приведенные затраты З, тнг, определяем по формуле:

 

З = (Е_н + Р₁/100) · К₁ +  (DР_х · 8760 + К_з· DР_к · T) · Ц_э,              (2.20)

 

где К_з – коэффициент загрузки:

 

К_з = S_р / (2 · S_н),                                              (2.21)

К_з =790,07/ (2 · 1000) = 0,395.

 

Данные по стоимости  оборудования, технические данные трансформаторов приняты по [1].

 

З₁ = (0,12 + (6,4 / 100)) · 579 · 10³ + (3,3 · 8760 + 0,395 · 11,6 · 3000) · 6,9=

=343,5·10³ тен/год.

 

Вариант 2 – трансформатор  ТМ – 630/10: К2 = 432 тыс.тен; DР_к = 7,6 кВт; DР_х = 2,27 кВт; К_з = 0,44.

 

З₂ = (0,12 + (6,4 / 100)) · 432 · 10³ + (2,27 · 8760 + 0,63 · 2,27 · 3000) · 6,9 = =278,6 · 10³ тен/год.

 

К установке принимаем  трансформаторы ТМ – 630/10, как имеющий меньшие приведенные затраты. Расчет приведенных затрат ТП приведены в таблице 2.4.

 

2.2.7  Выбор сечения проводников линий электропередачи с учетом

технико-экономических сравнений вариантов

При передаче мощности S на расстояние l, при стоимости 1 кВт ч электроэнергии и определенном напряжении U капиталовложения К и эксплуатационные расходы С_э зависят от сечения проводов или жил кабелей S, принимаемого для передачи электроэнергии меняя в приведенных условиях сечения проводов или жил кабелей, получают соответствующие им приведенные затраты. [1]

Для нахождения экономически целесообразного сечения кабеля с алюминиевыми жилами на каждом участке необходимо задаться исходными данными для данного участка: С_о, S, l, U, DP_н, I_н.к, к₁ [1].

Далее по соответствующим  формулам определяем технико- экономически обоснованное сечение жилы кабеля на данном участке.

Расчетный ток на участке для потребителей 2 категории I_р, А, вычисляется по формуле:

 

                                                                                    (2.22)

 

где S – полная мощность на данном участке линии, кВА;

      U_н - номинальное напряжение на участке, кВ.

Расчетный ток на участке для потребителей 3 категории I_р,, А, вычисляется по формуле:

 

                                                                                      (2.23)

 

Потери в кабеле на участке ΔР_н.д., кВт, вычисляются по формуле:

 

                                                                                    (2.24)

 

где P_н  - потери в кабеле при полной нагрузке, кВт/км [1];

       l - длина участка, км.

Коэффициент загрузки для данного участка К_з, вычисляется по формуле:

 

                                                                                           (2.25)

 

где I_р - расчетный ток на данном участке, А;

       I_н.к - длительно допустимая токовая нагрузка, А [2].

Действительные потери в кабеле на данном участке линии с учетом коэффициента загрузки ΔР_д, кВт, вычисляются по формуле:

                                                                     (2.26)

 

где DP_н.д - потери в кабеле на данном участке, кВт;

      К_з - коэффициент загрузки.

Расход электроэнергии на потери ΔЭ_а, кВт∙ч/год, определяется по формуле:

 

                                                                          (2.27)

 

где DP_д - действительные потери в кабеле, кВт;

      Т_п - время потерь, ч.

Стоимость потерь С_п, тнг/год, определяются по формуле:

 

                                                                                 (2.28)

 

где DЭ_а - потери эл. энергии на данном участке, кВт∙ч/год;

      С_о - стоимость одного кВт ч., тнг.

Капиталовложения на сооружение данного участка (стоимость кабеля) [1] К, тыс. тнг, определяются по формуле:

 

                                                                                             (2.29)

 

где К_уд  - стоимость 1км. кабеля, тыс. тн.

Ежегодные амортизационные отчисления С_а, тнг/год, определяются по формуле:

 

                                                                (2.30)

 

где  К  - кап. вложения на сооружение данного участка, тыс. тнг;

       К_а - коэффициент амортизации.

Годовые эксплуатационные расходы С_э, тнг/год, вычисляются по формуле:

 

                                                                                  (2.31)

 

где С_п - стоимость потерь, тнг/год;

      С_а - ежегодные амортизационные отчисления, тнг/год.

Годовые приведенные затраты З_пр, тнг/год, вычисляются по формуле:

 

                                                                        (2.32)   

                               

Находим технико–экономическое сечение жил кабеля для ТП1. Участок ТП1 – РП2.

Задаемся исходными данными:

С_о=6,9 тнг/кВт∙ч; U_н=0,38 кВ; S=64,07 кВА; l=0,125 км.

Просчитываем сечения  до тех пор, пока они не достигнут  минимума и не начнут рости.

Если стандартные сечения закончились, а затраты продолжают падать принимаем  последнее стандартное сечение.

Если же просчитав самое малое  стандартное сечение и у него затраты минимальны, то его и принимаем  за оптимальное сечение на данном участке.

Определяем расчетный ток на участке ТП1 – РП2. (3 категория) проверяем сечение 95 мм² (2.23):

 

 А.

 

Определяем потери в кабеле на участке ТП1 – РП2 (2.24):