2020-04-20
122
Живлення заводу можливо здійснити по повітряній лінії від підстанції, на якій встановлено два трансформатори напругою 110/35/10 кВ, чи від двох секцій шин 10 кВ ТЕЦ сусіднього підприємства по кабельній лінії. Питома вартість втрат потужності і електроенергії Со = 50 грн./кВт. Сумарний відсоток амортизаційних відрахувань в лінії Ел = 2,8%, для силового обладнання Ео = 9,4%. Частота планово-попереджувального ремонту обладнання hр = 1 раз/рік, час планового ремонтного простою ланцюга tр = 25 годин. Вартість ГПП для 1 варіанту Ко = 130580 грн., для 2 – 226800 грн. Вартість 1 км лінії Кл = 5445 грн. Переріз провідників лінії для обох варіантів вибираю за економічною густиною струму. Довжина лінії вказана на генплані заводу.
Розглянемо два варіанта схем зовнішнього живлення підприємства.
Варіант №1
Визначимо приведені втрати при цьому варіанті. Розрахункова потужність підприємства Sр = 8026,6 кВА, довжину лінії L = 12 км. Переріз провідників вибираємо за економічною густиною струму:
, де
Jек – економічна густина струму. Для неізольованих провідників jек = 1 А / мм2. Оскільки Ім = Sр/Uн√3 = 8026,6/110 ∙ 1,73 = 42,2 А, тому = 42,2/1 = 42,2 мм2 .
|
|
|
Для визначення jек і Тм скористаємось типовим річним графіком навантаження за тривалістю, який зображено на рис. 2.1.
 |
Рис.2.1. Графік навантаження за тривалістю (річний)
Час використання максимального навантаження:
По таблиці 5 обираємо jек = 1,0, тип лінії АС-50 (r0 = 0,592 Ом/км)
 |
Рис. 2.2.Схема зовнішнього живлення підприємства
Для визначення вартості втрат визначимо опір ланцюга. Для цього визначимо активні опори трансформатора та лінії:
де DРк – втрати потужності КЗ в трансформаторі;
Uн – номінальна напруга;
Sтр – номінальна потужність трансформатора;
Лінії:
Rл = r0 × l = 0,592∙12 = 7,1 (Ом),
де r0 – активний опір l – го км лінії;
l – довжина лінії;
Мережі:
Rм = Rтр. + Rл = 14,2 + 7,1 = 21,3 (Ом)
Розраховуємо втрати потужності в мережі:
де Uн – номінальна напруга;
Вартість втрат потужності:
грн.,
де Со - питома вартість втрат потужності і електроенергії грн. /кВт;
DРі – втрати активної потужності в системі електропостачання,кВт.
Параметри потоку відмов мережі. Для мережі, що складається з одного ланцюга послідовно з'єднаних елементів wм можна визначити по формулі:
wм = wл = 
, де wі - параметр потоку відказів і-го елемента мережі:
wм = åwі = 0,03+0,7·12/100+0,006+0,01=0,13
Час відновлення мережі: 
,
де tві - час відновлення і-го елемента мережі, год.
Твм = 1 / 0,13 (0,03 ∙25 + 0,084∙ 10 + 0,006 ∙15 + 0,01∙ 90) = 19,8 (год),
Збитки від перерви електропостачання У = (у1 + у2Твм)wм,
|
|
|
де у1 - збиток від факту перерви електропостачання;
у2 - збиток на одиницю тривалості перерви електропостачання;
Твс – сумарний час перерви електропостачання;
wм– параметр потоку відмов мережі.
У = (У1 + У2 ТВМ) · wМ = (29000 + 10000 ∙19,8) ∙0,13 = 29510 (грн),
де У1-збитки від факту перерви електропостачання;
У2 - збитки на одиницю тривалості перерви електроспоживання;
ТВМ – сумарний час перерв електроспоживання (час відновлення мережі);
wМ – параметр потоку відмов мережі.
Приведені затрати по 1 – му варіанту:
З1 = кл. lл Ел+Ко·Е0+Сп+У= 5445∙ 12∙ 0,028 + 130580∙ 0,094 + 5670 + 29510 = =49284 ( грн),
де Кл, Ко - капітальні вкладення в ЛЕП та силове обладнання ГПП;
Ел, Е0-сумарний процент амортизаційних відрахувань від капітальних вкладень в лінії і в силове електрообладнання відповідно.
Варіант №2
Оскільки Ім = Sр/2 Uн√3 = 8026,6/2∙ 110 ∙1,73 =21,1 А, тому 
= =21,1/1 = 21,1 мм2 .
Для визначення jек і Тм скористаємось тим же типовим річним графіком навантаження за тривалістю, який зображено на рис. 2.1.
По таблиці обираємо jек = 1,0, тип лінії А-35 (r0 = 0,83 Ом/км)
Для визначення вартості втрат визначимо опір ланцюга. Для цього визначимо активні опори трансформатора та лінії:
де DРк – втрати потужності КЗ в трансформаторі;
Uн – номінальна напруга;
Sтр – номінальна потужність трансформатора;
Рис. 2.3.Схема зовнішнього живлення підприємства
Лінії:
Rл = r0 × l = 0,83 ∙12 = 9,96 (Ом),
де r0 – активний опір l – го км лінії;
l – довжина лінії;
Опір ланцюга: Rлан. = Rтр. + Rл = 14,2 + 9,96 = 24,16 (Ом)
Мережі:
Rм = Rлан.. /2 = 24,16/ 2 = 12,08 (Ом)
Розраховуємо втрати потужності в мережі:
де Uн – номінальна напруга;
Вартість втрат потужності:
грн.,
де Со - де Со - питома вартість втрат потужності і електроенергії грн./кВт;
DРі – втрати активної потужності в системі електропостачання,кВт.
Для визначення значень wм і Тв.м по 2 – му варіанту розрахуємо значення коефіцієнтів аварійного і ремонтного простою кола і відносне число накладань відмов одного кола на ремонт в другому.
де Тр.л, Тв.л – час відповідно планового ремонту і відновлення ланцюга живлення;
Визначимо параметр потоку відмов мережі і час відновлення мережі:
wм = 2 ×wл × (кр.л + кв.л) = 2 × 0,13 × (2,9 × 10-3 + 0,29 × 10-3) = 0,8 × 10-3
Час відновлення мережі:
Визначимо збитки:
У = (У1 + У2 · ТВМ) · wМ = (29000 + 10000∙ 11,2)∙ 0,8 × 10-3 = 112,8 (грн)
Приведені затрати по 2 – му варіанту:
З2 = 2 кл lл Ел + Ко Е0+Сп+У= 2∙ 5445 ∙12∙ 0,028 + 226800· 0,094 + 3215 + +112,8 = 28306 (грн),
де Кл, Ко - капітальні вкладення в ЛЕП в ГПП; Ел, Е0-сумарний процент амортизаційних відрахувань від капітальних вкладень в лінії і в силове електрообладнання відповідно.
Приведені затрати по першому варіанту більші ніж по другому варіанту. Другий варіант в даному випадку більш економічний. Цей варіант являється більш надійним і більш перспективним при збільшенні потужності підприємства, тому ми приймаємо двотрансформаторну ГПП з трансформаторами ТДН ‑ 6300.
