Проект реконструкції системи електропостачання машинобудівного заводу в м.Коростень Житомирської обл

В практичних розрахунках  при виборі надбавок регулятора ТПН  зручно використовувати уже одержані дані по відхиленню напруги на шинах 10 кВ РТП для випадку без РПН і підібрати такі регульовані надбавки РПН для режимів максимальних та мінімальних навантажень, щоб на шинах 10кВ одержати відхилення напруги, близькі до потрібних. При цьому можуть бути використані регулятори РПН з межами регулювання ±6*1,5%; ±6*1,67%; ±9*1,67%. Наприклад, виходячи із заданого відхилення напруги на шинах 110кВ (в точці 1) на шинах 10 кВ (в точці 2) одержали відхилення напруги dU =0,7% ; dU =+2,8%. Для того, щоб в режимі максимального навантаження на шинах 10 кВ одержати відхилення напруги +5%, необхідно регулятором РПН добавити  +4,3% напруги. При застосуванні регулятора з межами регулювання m6*1,5% необхідно взяти три ступені по +1.5% (+3*1,5%=+4,5%) і одержимо на шинах 10 кВ (в точці 2) dU =+5,2% (близько до потрібного відхилення +5%). Аналогічно в режимі мінімального навантаження прийнявши дві ступені по -1,5% (-2*1,5=-3%)  одержимо на шинах 10 кВ  (в точці 2) dU =+0,2% (близько до нуля).

Після вибору регульованих надбавок регулятора РПН подальші розрахунки проводяться в такому ж порядку, як і для випадку без РПН.

Якщо допустима втрата  напруги в лінії 0,38 кВ не перевищує 10%, то розрахунок для найближчої  ТП  на цьому закінчується. В противному випадку визначають сумарну допустиму втрату напруги в лініях 10 і 0,38 кВ. Якщо ця допустима втрата напруги складає не менше 11...12%  то вважають ,що на РТП можна обійтись без регулятора напруги РПН і сумарну допустиму втрату напруги розподіляють між лініями 10 і 0,38 кВ (приблизно порівну).

Якщо сумарна  допустима втрата напруги в лініях 10 і 0,38 кВ не перевищують 10%, то для забезпечення нормованого відхилення напруги  у споживачів на районній підстанції необхідно встановити трансформатор з РПН. Найбільш прийнятний режим роботи РПН в розподільчих електричних мережах - режим зустрічного регулювання, коли з ростом навантаження для компенсації зростаючих втрат напруги в мережі РПН підвищує напругу на шинах 10 кВ РПН,  а при зменшенні навантаження, коли прямо пропорційно зменшуються і втрати напруги регулятор РПН знижує напругу на шинах 10 кВ РПН.

Зниження напруги  на шинах 10 кВ РПН при мінімальному навантаженні дозволяє встановити на споживчих ТП більш високі позитивні регульовані надбавки і цим самим збільшувати допустиму втрату напруги в лініях при максимальному навантаженні.

Як показують  результати розрахунку в табл.7.1, без наявності регулятора РПН на підстанції 35/10 кВ забезпечити нормоване відхилення напруги (±5%) у споживачів та забезпечити допустиму втрату напруги в лініях 10 і 0,38 кВ неможливо.

Так, в режимі мінімальних навантажень відхилення напруги у ближчого електроприймача віддаленої ТП у випадку відсутності на підстанції 35/10 кВ РПН складає +8,5%, а при наявності РПН +2,5%. Допустима сумарна втрата напруги в лініях 10…0,38 кВ при відсутності РПН складає -5%, а при наявності РПН -11%.

Подібна ситуація складається і  в споживачів найближчої ТП. В режимі мінімальних навантажень відхилення напруги у ближчого електроприймача у випадку відсутності на підстанції 110/10 кВ РПН складає +7,5%, а при наявності РПН +1,5%. Допустима сумарна втрата напруги в лініях 10…0,38 кВ при відсутності РПН складає  - 2,5%, а при наявності РПН - 8,5%.

 

 

 

 

 

 

 

Таблиця 7.1

Визначення допустимої втрати напруги в лініях 10 кВ і 0,38 кВ та вибору надбавок у трансформаторів.

Елемент мережі		Найближча ТП				Найвіддаленіша  ТП
		Навантаження				Навантаження
		100%		25%		100%		25%
		без РПН	з РПН	без РПН	з РПН	без РПН	з РПН	без РПН	з РПН
Шини 35кВ РТП		-3	-3	+2	+2	-3	-3	+2	+2
РТП  35/10 кВ	пост. надб.	+5	+5	+5	+5	+5	+5	+5	+5
	рег. надб.	0	+7,5	0	-6	0	+7,5	0	-6
	втрати	-4	-4	-1	-1	-4	-4	-1	-1
Шини 10кВ РТП		-2	+5,5	+6	0	-2	+5,5	+6	0
Лінія 10кВ		0	0	0	0	-2,5	-6	-2	-2
ТП 10/0,4кВ	пост. надб.	+5	+5	+5	+5	+5	+5	+5	+5
	рег. надб.	-2,5	-2,5	--2,5	-2,5	0	0	0	0
	втрати	-4	-4	-1	-1	-4	-4	-1	-1
Лінія 0.38 кВ		-2,5	-8,5	0	0	-2,5	-5	0	0
Споживачі		-5	-5	+7,5	+1,5	-5	-5	+8,5	+2,5
Допустиме відхилення напруги		-5	-5	+5	+5	-5	-5	+5	+5

 

 

7 ЕКОНОМІчна частинА

7.1 Техніко-економічне  порівняння варіантів

7.1.1 Розрахунок  капітальних вкладень і витрат на амортизацію і поточну експлуатацію

При виконанні техніко-економічних  розрахунків при електропостачанні  промислових об`єктів керуються  методикою техніко-економічних розрахунків в енергетиці. Порівнювані варіанти повинні бути рівноцінні за технічними показниками і відповідати технічним умовам, виданими енергосистемою.

Як порівнювані варіанти розглянемо два варіанти внутрішнього електропостачання  підприємства:

I варіант – живлення 4 КТП 10/0.4 кВ від ЗРУ-10 кВ підстанції напругою 110/10 кВ, а  електродвигунів – від РП-10 кВ;

II варіант – живлення всіх підстанцій КТП-10/0.4 кВ і електродвигунів 10 кВ передбачається від РП-10 кВ.

Схеми варіантів представлені на рис. 7.1.

У якості основного економічного критерію приймаємо чисту теперішню  вартість проекту:

NPV=К0+И× t / (1+k)^t; (7.1)

де: k – необхідна ставка прибутковості інвестицій (ставка дисконту),

 приймаємо 10%;

К0 – капітальні вкладення, тис. грн;

И – щорічні витрати, тис. грн.

t – тривалість роботи обладнання, для енергетики t дорівнює 15-20 років.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

I-й варіант

 

Рис. 7.1(а) Схеми порівнюваних варіантів

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

II-й варіант

 

Рис. 7.1(б) Схеми порівнюваних варіантів 

Мінімальні значення приведених витрат відповідають найвигіднішому рішенню. Капітальні вкладення в  елементи СЕП визначаються за укрупненими показниками /21/.

Щорічні витрати, зв'язані  з експлуатацією електроустаткування, визначаються по формулі:

І=Е_а∙ К+Ет._р∙ К+И_Э;  (7.2)

де: Е_а й Ет._р – коефіцієнти відрахувань відповідно на амортизацію і поточну експлуатацію;

И_Э – вартість втрат електроенергії, тис. грн;

Результати розрахунків  витрат на амортизацію і поточну  експлуатацію зводимо в таблицю 7.2.

Таблиця 7.1 - Капітальні вкладення по кожному з варіантів

Найменування  устаткування		Од. вим.	Ціна одиниці виміру	Варіант I		Варіант II
				Кіл.	вартість тис. грн	Кіл.	вартість тис. грн
1.	Ячейка КРУ з ВМПЭ-10-1000	шт	9,05	16	144,8	19	171,95
2.	Трансформатор НТМИ-10-66У3	шт	0,97	3	2,91	4	3,88
3.	Кабель ААШвУ-10 (3х120)	км	21,29	0,68	14,48	1,35	28,74
4.	Кабель ААШвУ-10 (3х70)	км	16.17	0,45	7,27	0,45	7,27
5.	Кабель ААШвУ-10 (3х50)	км	14,17	4	56,68	0,66	9,35
6.	Кабель ААШвУ-10 (3х35)	км	8,08	0,46	3,71	0,03	0,24
Разом:					229,86		221,44

 

Таблиця 7.2 - Розрахунок витрат на амортизацію і поточну експлуатацію

Найменування устаткування		Вартість		Річна норма відрахувань			Сума витрат
		I варіант	II варіант	Аморт.	Тех. ек.	Разом	I варіант	II варіант
1.	РП	147,71	175,83	0.063	0.01	0.073	10,78283	12,83
2.	КЛ 10 кВ	82,15	45,6126	0.03	0.015	0.045	3,69675	2,05
Разом:							14,47	14,88

 

7.1.2    Розрахунок вартості втрат електроенергії 

Вартість втрат електроенергії визначається  з виразу:

И_Э=m∙ ΔP_max+m₀∙ ΔP₀; (7.3)

де: m – вартість 1 кВт максимальних активних втрат, грн/кВт∙ рік;

m₀ – вартість 1 кВт максимальних втрат холостого ходу;

 ΔP_max – максимальні навантажувальні втрати активної  потужності, МВт;

ΔP₀ – втрати холостого ходу, МВт.

Вартість 1 кВт визначаємо в залежності від Т_В= 4000 годин – число годин роботи підприємства в році; час використання максимуму втрат в рік – Т_м = 3300 год/рік; плата за 1 кВт максимального навантаження – α =17,39  грн/кВт∙ год;

додаткової оплати за 1 кВт – β =16,45 коп/кВт∙ год;

;

;

;

;

 

Визначаємо максимальні  втрати активної потужності для кабельних  ліній електропередачі:

ΔP_max=3∙ R₀∙ ℓ∙ I_р²∙ 10^-3;                                                (7.4)

де: R₀ – активний опір 1 км ліній, Ом/км  /20/;

ℓ - довжина лінії, км;

I_р -розрахунковий струм у нормальному режимі, А.

По I-му  варіанту для  КЛ-10 кВ:

F=3 (3 120) мм²;

 кВт.

По II варіанту для КЛ-10 кВ:

F=3 (3 120)мм²;

    кВт.

Результати розрахунків  втрат електроенергії і її вартості зводимо в таблицю 7.3

Таблиця 7.3 - Розрахунок втрат електроенергії і її вартості

		Активні втрати, кВт	ИЭ, тис. грн.
1.	КЛ-10 кВ	Варіант I
		6,31	ИЭI = 0,306∙6,31 =1,93
2.	КЛ-10 кВ	Варіант II
		12,62	ИЭII = 0,306∙12,62 =3,86

 

Приведемо приклад розрахунку по I-му варіанту для інших КЛ – 10 кВ і зведемо розрахунки в таблицю 7.4

 

 

Таблиця 7.4 - Розрахунок втрат електроенергії

Траси КЛ – 10 кВ	Перетин S, мм2	Довжина КЛ l, км	Опір 1 км КЛ R0, Ом/км	Розрахунковий струм Iр, А	DРmax, кВт
ЗРУ – КТП23 ЗРУ – КТП6 ЗРУ – КТП45 ЗРУ – КТП43	3х50 3х35 3х50 3х50	0.6 0.46 0.7 0.7	0.358 0.381 0.358 0.358	52,8 35,3 84,4 95,6	1,796 0,655 5,355 6,87
Разом					14,676

 

 

Вартість втрат електричної  енергії по I варіанту:

И_ЭI = 0,306 × 14,676 = 4,49 тис.грн.

Сумарна вартість втрат  електроенергії по I варіанту:

И_{Э IS} = 1,93 + 4,49 = 6,42 тис.грн.

 

Аналогічно розраховуємо вартість втрат електроенергії для II варіанта і результати заносимо в таблицю 7.5

 

 

 

Таблиця 7.5 - Розрахунок втрат електроенергії

Траси КЛ – 10 кв	Перетин S, мм2	Довжина КЛ l, км	Опір 1 км КЛ R0, Ом/км	Розрахунковий струм Iр, А	DРmax, кВт
ЗРУ – КТП23 ЗРУ – КТП6 ЗРУ – КТП45 ЗРУ – КТП43	3х50 3х35 3х50 3х50	0.16 0.03 0.25 0.25	0.358 0.381 0.358 0.358	52,8 35,3 84,4 95,6	0,479 0,042 1,912 2,454
Разом					4,886