2 Выбор схемы и режима работы сети предприятия

2.1 Выбор схемы электроснабжения

Выбор схемы сети будем производить на основе рассмотрения и сравнения двух вариантов: основного 1 (№вар = 3) и дополнительного (№вар+1 = 4).

В соответствии с методикой проведения технико-экономических расчетов в энергетике, сравниваемые варианты должны быть равноценны по условиям экономической и энергетической их сопоставимости (качеству электроэнергии, баланса активной и реактивной мощностей, требуемой надежности электроснабжения и т. д.) и отвечать техническим условиям, выданным энергосберегающей организацией.

При осуществлении единовременных капитальных вложений в течение года и неизменности издержек производства, критерием оптимальности выбора экономически целесообразного варианта является условие минимума приведенных затрат:

З = Е_Н· К + И,

где Е_Н– нормативный коэффициент сравнительной экономической

эффективности, принимаемый равным 0,12 (1/год);

К – единовременные капиталовложения в течении года, тыс.руб:

К = К_КЛ+ К_Т;

И – издержки производства, руб/год. Ежегодные издержки состоят из издержек на амортизацию (И_ам), эксплуатацию (И_экс) и на потери электроэнергии (И_пот):

И = И_ам+ И_экс+ И_пот.

Издержки на амортизацию равны:

Издержки на эксплуатацию равны:

Нормы отчислений определяем из [2, стр. 548-550, табл. 10.2]:

– для кабельных ЛЭП α_ам= 4,0%, α_экс = 2,0%;

– для силового оборудования и распределительных устройств α_ам= 3,5%, α_экс= 3,0%.

Определим капитальные вложения в КЛ и в трансформаторы для сравниваемых вариантов, а результаты сведем в таблицы 2.1 и 2.2. При этом укрупненные показатели стоимости КЛ берем из [2, стр. 554-556, табл. 10.5], а трансформаторов из [2, стр. 124-127, табл. 3.4].

По удельным стоимостям определяем капитальные затраты для КЛ и трансформаторов:

К_КЛ=L∙K_уд∙n,

где L – длина соединения, км;

n – количество линий;

К_уд– удельные капиталовложения, млн.руб./км.

К_Т=L∙k_Т∙n,

где n – количество трансформаторов данного типа;

k_т— капиталовложения в один трансформатор данного типа.

Таблица 2.1 Капитальные вложения в КЛ

Соединение	Марка и сечение кабеля	Куд, млн. руб./км	1 вариант			2 вариант
			n, шт	L, км	ККЛ, млн. руб.	n, шт	L, км	ККЛ, млн. руб.
ГПП-ЦРП	ААБлУ-3х185	54,230	2	3,00	325,38	2	2,80	303,69
ЦРП-ТП-1	ААБлУ-3х70	36,890	2	2,50	184,45	2	2,10	154,94
ЦРП-ТП-5	ААБлУ-3х70	36,890	2	4,30	317,25	2	4,20	309,88
ЦРП-ТП-6	ААБлУ-3х120	44,200	2	5,10	450,84	2	5,20	459,68
ЦРП-ТП-8	ААБлУ-3х70	36,890	1	6,50	239,79	1	6,10	225,03
ЦРП-ТП-9	ААБлУ-3х70	36,890	1	3,90	143,87	1	3,80	140,18
ТП-1-ТП-2	ААБлУ-3х50	33,320	2	0,80	53,31	2	0,70	46,65
ТП-3-ТП-5	ААБлУ-3х35	30,643	1	1,40	42,90	1	1,80	55,16
ТП-4-ТП-5	ААБлУ-3х50	33,320	-	-	-	1	3,60	119,95
ТП-6-ТП-7	ААБлУ-3х95	40,630	2	2,05	166,58	-	-	-
Итого:			15	29,55	1924,37	14	30,30	1815,15

Таблица 2.2 Капитальные вложения в трансформаторы

Марка трансформатора	КТ, млн.руб.	1 вариант		2 вариант
		n, шт	КТ, млн.руб.	n, шт	Кт, млн.руб.
ТМЗ-630/10	17,418	1	17,42	1	17,42
ТМЗ-1000/10	25,131	10	251,31	11	276,44
ТМЗ-1600/10	35,175	4	140,70	2	70,35
Итого:		15	409,43	14	364,21

Определяем издержки на эксплуатацию и амортизации:

Для варианта №1`

млн. руб.

Для варианта №2

млн. руб.

Для определения стоимости потерь электроэнергии найдем потери мощности в трансформаторах и КЛ. Коэффициент загрузки трансформатора равен:

,

где S_ном– номинальная мощность трансформатора;

n – число трансформаторов на подстанции;

S_ц– мощность цеха.

Активные потери в трансформаторе равны:

;

реактивные потери в трансформаторе равны:

,

где ∆Р_ХХ, ∆Р_КЗ, I_ХХ, U_КЗ– паспортные данные трансформаторов, которые приведены в таблице 2.3. [3, стр. 91, табл. П1.5].

Таблица 2.3 Паспортные данные трансформаторов

№ подстанции	Номинальная мощность трансформатора ТМЗ, кВА	Количество трансформаторов на подстанции	Потери, кВт		UКЗ, %	IХХ, %
			∆РКЗ	∆РХХ
ТП-1	1000	2	10,80	1,90	5,50	1,20
ТП-2	1000	2	10,80	1,90	5,50	1,20
ТП-3	630	1	7,60	1,31	5,50	1,80
ТП-4	1000	1	10,80	1,90	5,50	1,20
ТП-5	1000	2	10,80	1,90	5,50	1,20
ТП-6	1600	2	16,50	2,65	6,00	1,00
ТП-7	1600	2	16,50	2,65	6,00	1,00
ТП-8	1000	1	10,80	1,90	5,50	1,20
ТП-9	1000	1	10,80	1,90	5,50	1,20
ТП-10	1000	1	10,80	1,90	5,50	1,20

Приведем пример расчета потерь мощности в трансформаторе для первого варианта цеха №1 (ТП-1) в первую смену нагрузка равна S₁= 1358 кВ·А, тогда:

,

, кВт;

, квар.

Аналогично производим расчет для остальных ТП. Результаты расчета для варианта №1 сводим в таблицу 2.4, а для варианта №2 – в таблицу 2.5.

Для нахождения потерь мощности в КЛ предварительно определим их активные и реактивные сопротивления линий:

,

,

где n – число параллельных кабелей в данном соединении, шт;

R0, Х0 – удельное сопротивление кабелей, Ом/км [2, стр. 421, табл. 7.28].

Таблица 2.4 Потери мощности в трансформаторах (вариант 1)

Цех	1 смена			2 смена			3 смена
	β	∆Рт, кВт	∆Qт, квар	β	∆Рт, кВт	∆Qт, квар	β	∆Рт, кВт	∆Qт, квар
1	0,68	13,76	74,74	0,68	13,76	74,74	0,68	13,76	74,74
2	0,00	0,00	0,00	0,73	15,31	82,60	0,81	18,01	96,34
3	0,00	0,00	0,00	0,90	7,45	39,33	0,00	0,00	0,00
4	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
5	0,00	0,00	0,00	0,92	22,19	117,63	0,69	14,14	76,67
6	0,80	26,18	153,49	0,99	37,93	221,82	0,99	37,93	221,82
7	0,78	25,26	148,15	0,97	36,49	213,48	0,88	30,57	179,00
8	0,00	0,00	0,00	0,89	10,40	55,28	1,36	22,01	114,43
9	0,00	0,00	0,00	0,86	9,97	53,08	0,00	0,00	0,00
10	0,00	0,00	0,00	0,81	9,06	48,44	0,65	6,48	35,32
11	0,00	0,00	0,00	1,35	21,55	112,06	1,21	17,82	93,05
Сумма		65,21	376,38		184,09	1018,47		160,71	891,38

Таблица 2.5 Потери мощности в трансформаторах (вариант 2)

Цех	1 смена			2 смена			3 смена
	β	∆Рт, кВт	∆Qт, квар	β	∆Рт, кВт	∆Qт, квар	β	∆Рт, кВт	∆Qт, квар
1	0,68	13,89	75,36	0,68	13,89	75,36	0,68	13,89	75,36
2	0,00	0,00	0,00	0,74	15,48	83,48	0,82	18,22	97,44
3	0,00	0,00	0,00	0,90	7,48	39,46	0,00	0,00	0,00
4	0,00	0,00	0,00	0,43	3,93	22,35	0,72	7,54	40,74
5	0,00	0,00	0,00	0,68	13,92	75,54	0,51	9,49	52,99
6	0,82	27,70	162,32	1,03	40,30	235,63	1,03	40,30	235,63
7	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
8	0,00	0,00	0,00	0,90	10,69	56,78	1,39	22,71	118,00
9	0,00	0,00	0,00	0,79	8,64	46,34	0,00	0,00	0,00
10	0,00	0,00	0,00	0,74	7,88	42,46	0,60	5,73	31,49
11	0,00	0,00	0,00	1,37	22,23	115,55	1,23	18,37	95,87
Сумма		41,58	237,68		144,44	792,94		136,25	747,52

Таблица 2.6 Удельные сопротивления кабелей

Сечение кабеля	3х35	3х50	3х70	3х95	3х120	3х185
R0, Ом/км	0,890	0,620	0,443	0,326	0,258	0,167
X0, Ом/км	0,095	0,090	0,086	0,083	0,081	0,077

Для двух кабелей ГПП – ЦРП длиной 3 км и сечением 3х185 сопротивления будут равны

, Ом;

, Ом.

Аналогично определим сопротивления остальных линий, результаты расчета сводим в таблицу 2.7.

Таблица 2.7 Сопротивления кабелей

Соединения	1 вариант		2 вариант
	R, Ом/км	Х, Ом/км	R, Ом/км	Х, Ом/км
ГПП-ЦРП	0,251	0,116	0,234	0,108
ЦРП-ТП-1	0,554	0,108	0,465	0,090
ЦРП-ТП-5	0,952	0,185	0,930	0,181
ЦРП-ТП-6	0,658	0,207	0,671	0,211
ЦРП-ТП-8	2,880	0,559	2,702	0,525
ЦРП-ТП-9	1,728	0,335	1,683	0,327
ТП-1-ТП-2	0,248	0,036	0,217	0,032
ТП-3-ТП-5	1,246	0,133	1,602	0,171
ТП-4-ТП-5	-	-	2,232	0,324
ТП-6-ТП-7	0,334	0,085	-	-

Потери активной мощности будут равны:

, кВт.

Потери реактивной мощности будут равны:

, квар;

где U – напряжение сети, равное 10кВ.

Потери мощности для соединения ЦРП – ТП-1 первого варианта 1-ой смены будут составлять:

, кВт;

квар.

Аналогично определим потери в остальных линиях, результаты расчета для варианта №1 сводим в таблицу 2.8, для варианта №2 – в таблицу 2.9.

Таблица 2.8 Потери мощности в КЛ (вариант 1)

Цех	1 смена		2 смена		3 смена
	∆Рл, кВт	∆Qл, квар	∆Рл, кВт	∆Qл, квар	∆Рл, кВт	∆Qл, квар
ГПП-ЦРП	102,37	47,20	596,91	275,22	461,68	212,87
ЦРП-ТП-1	10,22	1,98	10,22	1,98	10,22	1,98
ЦРП-ТП-5	-	-	55,39	10,75	18,24	3,54
ЦРП-ТП-6	166,74	52,35	260,53	81,80	235,41	73,91
ЦРП-ТП-8	-	-	143,95	27,95	191,47	37,17
ЦРП-ТП-9	-	-	48,66	9,45	7,33	1,42
ТП-1-ТП-2	-	-	5,28	0,77	6,52	0,95
ТП-3-ТП-5	-	-	4,00	0,43	-	-
ТП-4-ТП-5	-	-	-	-	-	-
ТП-6-ТП-7	20,70	5,27	32,34	8,23	26,20	6,67
Сумма	300,03	106,80	1157,28	416,57	957,07	338,51

Таблица 2.9 Потери мощности в КЛ (вариант 2)

Цех	1 смена		2 смена		3 смена
	∆Рл, кВт	∆Qл, квар	∆Рл, кВт	∆Qл, квар	∆Рл, кВт	∆Qл, квар
ГПП-ЦРП	37,46	17,27	354,40	163,41	296,66	136,78
ЦРП-ТП-1	8,69	1,69	8,69	1,69	8,69	1,69
ЦРП-ТП-5	-	-	52,27	10,15	9,81	1,90
ЦРП-ТП-6	46,62	14,64	72,85	22,87	72,85	22,87
ЦРП-ТП-8	-	-	139,79	27,14	185,94	36,10
ЦРП-ТП-9	-	-	39,63	7,69	5,97	1,16
ТП-1-ТП-2	-	-	4,69	0,68	5,79	0,84
ТП-3-ТП-5	-	-	5,16	0,55	-	-
ТП-4-ТП-5	-	-	4,20	0,61	11,66	1,69
ТП-6-ТП-7	-	-	-	-	-	-
Сумма	92,78	33,60	681,68	234,78	597,37	203,04

Используя полученные данные, определим годовые потери электроэнергии по предприятию в целом, исходя из 8-часовой смены и 267 рабочих дней в году:

;

где – суммарные потери активной мощности по всем трансформаторным подстанциям предприятия в i-ую смену;

–суммарные потери активной мощности в кабельных линиях по всему предприятию для i-ой смены.

Для варианта №1:

ΔЭ₁=(65,21+181,09+160,71+300,03+1157,28+957,07)∙8∙267=6,03∙10⁶, кВт.

Для варианта №2:

ΔЭ₂=(41,58+144,44+136,25+92,78+681,68+597,37)∙8∙267=3,62∙10⁶, кВт.

Средний тариф за электроэнергию:

,

где а – стоимость 1кВт заявленной мощности (а = 11974637,32 руб/кВт );

b – стоимость 1 кВт·ч используемой электроэнергии (b = 909,57 руб/кВт·ч);

Т_max– годовое число часов использования максимума нагрузки, для 3х-сменной работы предприятия Т_max= 4500 – 6000ч., принимаем Т_max= 5000ч.

, руб/кВт∙ч

Стоимость годовых потерь энергии:

И_пот = β_ср∙ΔЭ.

Для варианта №1:

И_{пот 1} = 3304,5∙6,03∙10⁶= 19935,69, млн. руб.

Для варианта №2:

И_{пот 2} = 3304,5∙3,62∙10⁶= 11957,69, млн. руб.

Определяем приведенные затраты по вариантам:

З=Е_н∙(К_КЛ+К_Т)+И_ам+И_экс+И_пот

Для варианта №1:

З₁=0,12∙(1924,37+409,43)+142,08+19935,69=20357,83, млн. руб.

Для варианта №2:

З₂=0,12∙(1815,15+364,21)+132,58+11957,69=12351,79, млн. руб.

Т.к. приведенные затраты по второму варианту схемы меньше принимаем для дальнейшего расчета вариант схемы №2.