Диплом окончательный / 5. Технико-экон обоснование

5 Выбор схемы электроснабжения завода с технико-экономическим

обоснованием

5.1 Выбор схемы электроснабжения предприятия

Выбор схемы электроснабжения промышленного предприятия определяется требованиями надежности и бесперебойности электроснабжения потребителей, а также экономичностью и безопасностью при эксплуатации.

Схемы внутреннего электроснабжения выполняются с учётом особенностей режима работы потребителей, возможностей дальнейшего расширения производства, удобства обслуживания.

Надежность сети определяется категорией потребителей. Экономичность сети характеризуется стоимостными показателями (приведенными затратами). Кроме того необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок по территории предприятия, а также его потребляемую мощность.

Проектируемый завод относится к предприятиям средней мощности (до 75 МВт), поэтому достаточно сооружения одной ГПП. Предусматриваем секционирование шин приёмных пунктов на всех ступенях с обязательным присутствием устройства АВР. Все трансформаторы, аппараты и проводники должны быть выбраны с учётом принятия на себя полной нагрузки двух секций шин в аварийном режиме, обеспечивая тем самым необходимое резервирование.

Распределение электроэнергии по заводу от ОРУ ГПП до цеховых подстанций и высоковольтных потребителей осуществляется по смешанной схеме (часть потребителей питается по радиальной схеме, часть по магистральной). Для повышения надёжности электроснабжения двигателей 10 кВ и обеспечения их устойчивости при кратковременных нарушениях электроснабжения применяется комплекс устройств быстродействующего АВР (БАВР), который включает в себя быстродействующие вакуумные выключатели типа ВВ/TEL с электродинамическим устройством управления приводом и быстродействующее пусковое устройство Микропроцессорный терминал ПУ БАВР "Бреслер-0107.071.02", размещаемые в шкафах КРУ серий К-104М обеспечивает двухстороннее действие на отключение выключателей вводов и на включение секционного выключателя. Особенностью терминала "Бреслер-0107.071.02" является функция автоматического выбора режима АВР (быстродействующее или штатное) в зависимости от нагрузки секции. Время срабатывания ПУ не более 0,025с.

ПУ АВР представляет собой многоэлементное устройство релейной защиты и противоаварийной автоматики и может обеспечить двухстороннее действие на отключение выключателей двух вводов и на включение секционного выключателя резервного питания. Логика ПУ АВР обеспечивает адаптируемое АВР: в зависимости от вида аварии обеспечивается или опережающее АВР (при потерях питания вызванных неоперативными отключениями питающих фидеров), или одновременное АВР или АВР с контролем от блок-контактов отключаемого вводного выключателя (при потерях питания вызванных К.З. в питающей линии).

Блок пускового устройства включает следующие органы:

— блоки минимального напряжения (реагирует на К.З.);

— блок контроля угла между одноименными напряжениями прямой последовательности первой и второй секций шин (реагирует на потери питания, связанные с неоперативными отключениями питающих фидеров);

— блоки направления активной мощности прямой последовательности (определяет место К.З.: до вводного выключателя секции или после него).

Здания трансформаторных подстанций выполняются пристроенными к цехам или внутрецеховыми. Саму ТП предусматриваем комплектного исполнения типа КТПП (промышленная).Данный тип подстанций разработан для нужд промышленного назначения. В качестве коммутирующих аппаратов применяются выключатели серии «ВА» .

Распределительные сети выполнены кабельными линиями, проложенными в траншеях, по техническим и кабельным эстакадам.

Питание высоковольтных двигателей и индукционных печей 10 цеха, а также КТП 10-го цеха можно осуществить 2-мя способами: 1- питание от ГПП (рис. 5.1), 2- питание от вновь сооружаемого РП (рис. 5.2).

Достоинства первого варианта:

 простота и надежность;

 не требуется дополнительных затрат на строительство РП;

 выдержка времени срабатывания релейной защиты меньше у одноступенчатой схемы, чем у двухступенчатой.

Недостатки:

 увеличенный расход кабеля;

 увеличенный объем монтажных работ;

 большие потери в кабельных линиях.

Рисунок 5.1 Питание от ГПП

Рисунок 5.2 Питание от РП

Достоинства второго варианта:

 уменьшение ячеек на ГПП;

 уменьшение расхода высоковольтного кабеля;

 уменьшение объема строительно-монтажных работ.

Недостатки:

 увеличение времени действия релейной защиты;

увеличение капитальных затрат на строительство и монтаж оборудования РП.

Наиболее экономичным решением выбора варианта схемы электроснабжения будет вариант, отвечающий требованиям и имеющий наименьшие годовые приведенные затраты. При сравнении вариантов учитываются только те элементы, которые отличаются.

5.2 Технико-экономический расчёт

Технико-экономические обоснования базируются в общем случае на методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов [6], т.е. главным критерием оценки таких проектов является максимум эффекта:

Эт = Рт – Зт = Max (5.1)

Однако, данные проекты характеризуются тем, что выгоды по ним, которые определяются как произведение объемов сбываемой продукции на ее цену, не изменяются, т.е. Рт=const. Это объясняется тем, что конечный результат определяют технологи, а не проектировщики систем электроснабжения предприятий.

Таким образом, при постоянстве полезного результата, максимум эффекта будет при минимуме затрат по проекту, т.е.:

Зт = Min (5.2)

Если предположить, что по годам затраты так же будут неизменными, то критерий сравнительной экономической эффективности принимает вид :

З = Е К + С, руб./год (5.3)

где К - капитальные затраты сравниваемых вариантов электроснабжения, руб.;

С - годовая себестоимость производства или эксплуатации, руб./год.

Сравниваемые варианты схемы электроснабжения могут различаться надежностью, под которой понимается способность бесперебойного обеспечения потребителей электроэнергией заданных качества и количества. В этом случае эффективность капиталовложений оценивается с учетом народнохозяйственного ущерба, возникающего при перерывах электроснабжения или недопустимых отклонениях показателях качества электроэнергии. В расчетах не учитываем значение годового ущерба, так как считаем надежность схемы электроснабжения обоих вариантах одинаковой.

Ежегодные издержки эксплуатации С определяются(5.4).

(5.4)

Амортизационные отчисления рассчитываются по годовым нормам амортизации приложение Г [8].:

(5.5)

Затраты на ремонт и обслуживание в данном случае определяем упрощенно, на основании выражения:

, (5.6)

где - коэффициент отчислений на ремонт и обслуживание выбирается на основании приложения Г[8].

Годовые затраты на потери электроэнергии С_Э определяются по формуле:

Затраты на потери электроэнергии в элементах электрической сети согласно методики, изложенной в §1.4.2.

С_э=∆Р_м∙τ_*∙r (5.7)

где, ∆P_м- максимальные потери активной мощности;

_ - относительное время использования максимума потерь.

 - стоимость одного года потерь

В расчетах принято:

α= 604,82 руб/кВтмес

β= 0,94 руб/кВтчас

Годовое число часов работы Т_Г и число часов использования максимума активной нагрузки Т_М выбираем согласно ПУЭ:

Т_М = 4280 ч/год,

Т_Г = 6170 ч/год.

Время максимальных потерь зависит от соотношения Т_М и Т_Г [3]:

поэтому

(5.8)

Стоимость одного года потерь:

Максимальные потери активной мощности в проводах и кабелях по (5.9):

Р_М = 3RI_М² = R  , (5.9)

где R - сопротивление линии, кОм

Ro-удельное сопротивление кабеля, Ом/км,

l- длина линии, км;

I_М - максимальный ток, А;

S_М - максимальная полная нагрузка (мощность), кВА;

R = Rol ; (5.10)

Реальная процентная ставка рассчитывается по формуле (5.11) при следующих значениях

Ен=0,18 1/год; b=0,1 /год,

(5.11)

1/год.

Коэффициенты отчислений для разных элементов электроснабжения согласно приложению В[8] сводим в таблицу 5.1

Таблица 5.1 - Коэффициенты отчислений для различных элементов системы электроснабжения

Элементы системы электроснабжения	Значения коэффициентов, 1/год
1	2	3	4	5
Кабельные линии 10 кВ в траншее	0,03	0,015	0,036	0,081
Кабельные линии 10 кВ по конструкцям	0,024	0,01	0,036	0,07
Подстанции, РУ и силовое электрооборудование	0,063	0,01	0,036	0,109

Результаты расчетов по вариантам сводим в таблицы 5.2 и 5.3

Приведенные затраты определяются только для тех элементов, которые различаются в сравниваемых вариантах. Наиболее экономичным считается вариант, который при прочих равных условиях имеет наименьшие приведенные затраты.

Наиболее экономичным решением выбора варианта схемы электроснабжения будет вариант, отвечающий требованиям и имеющий наименьшие годовые приведенные затраты.

Таблица 5.2 - Определение приведенных затрат на сооружение системы электроснабжения (вариант 1)

Назначение	Элемент электроснабжения	Ki, тыс. руб/км	N, км/шт	K=KixN, тыс.руб	Р	РхК, тыс.руб/год	Ro, Ом/км	Ip, A	∆Pм, кВт	γ, тыс.руб/кВт	Сэ, тыс.руб	З=РхК+ Сэ , тыс.руб
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
ГПП-КТП10	Кабель АПвБВ 3х25 по эстакаде	51,185	0,25/2	25,59	0,07	1,79	1,21	80,8	11,8	16,29	92,3	94,1
ГПП-СД (4х320)	Кабель АПвБВ3х10 по эстакаде	47,484	0,35/4	66,48	0,07	4,65	2,94	21,8	6	16,29	46,9	51,55
ГПП-ИСТ (12х850)	Кабель АПвБВ 3х10 по эстакаде	47,484	0,4/12	90,2	0,07	6,31	2,94	54,6	126	16,29	985,2	991,5
ГПП-ИСТ (12х1500)	Кабель АПвБВ 3х35 по эстакаде	63,945	0,45/12	345,3	0,07	4,47	0,864	96,3	129,6	16,29	1013,37	1017,8
итого:				527,57		16,64					2137,8	2154,95

Таблица 5.3 - Определение приведенных затрат на сооружение системы электроснабжения (вариант 2 )

Из результатов расчета по таблице 5.2 и 5,3 видно, что наиболее экономически выгодным является второй вариант схемы электроснабжения, так как приведенные затраты на него меньше. Поэтому принимаем второй вариант схемы электроснабжения компрессорной.

Назначение	Элемент электроснабжения	Ki, тыс. руб/км	N, км/шт	K=KixN, тыс.руб	Р	РхК, тыс.руб/год	Ro, Ом/км	Ip, A	∆Pм, кВт	γ, тыс.руб/кВт	Сэ, тыс.руб	З=РхК+ Сэ , тыс.руб
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
ГПП-РП1	3 одножильныхКабеля ПвБВ 240 в траншее	103,39	0,2/6	124,64	0,081	10,09	0,075	785,5	55,53	16,29	434,2	444,3
РП1	Ячейки РП 10 кВ с выключателями	96,2	5	481	0,109	52,43	-	-	-	-	-	52,4
РП1-КТП10	Кабель АПвБВ 3х25 по конструкциям	51,185	0,01/2	1,02	0,081	0,08	1,21	80,8	0,46	16,29	3,6	3,7
РП1-СД (4х320)	Кабель АПвБВ 3х10 по конструкциям	47,484	0,015/4	2,85	0,07	0,2	2,94	21,8	0,24	16,29	1,9	2
РП1-ИСТ (12х850)	Кабель АПвБВ 3х10 по эстакаде	47,484	0,02/12	11,4	0,07	0,8	2,94	54,6	6,36	16,29	49,7	50,5
РП1-ИСТ (12х1500)	Кабель АПвБВ 3х35 По конструкциям	63,945	0,025/12	19,18	0,07	1,34	0,864	96,3	7,2	16,29	56,3	57,6
итого:				640,09		64,94					545,7	610,5

						ДП-НГТУ-140200-(04-ЭС-1)-10	Лист
							37
Изм	Кол.уч.	Лист	№док	Подпись	Дата