Координаты центра электрических нагрузок завода в целом, определённые на основе данных таблицы 5 с помощью выражения (4.3):

Рисунок 5. Картограмма электрических нагрузок

5. ВЫБОР СИCТЕМЫ ПИТАНИЯ

В систему питания входят питающие линии электропередачи и ППЭ. Канализация элек­трической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями напряжением 110кВ. В качестве ППЭ используем унифицированную комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ-110/6-104.

5.7. Выбор устройства высшего напряжения ППЭ

Вследствие малого расстояния от подстанции энергосистемы до завода (3 км) рассмат­риваем следующих два вида устройства высшего напряжения (УВН):

1. блок «линия—трансформатор»;

2. выключатель.

В первом варианте УВН состоит только из разъединителя наружной установки. Отклю­чающий импульс от защит трансформатора (дифференциальной или газовой) подаётся на вы­ключатель системы, называемый головным выключателем, по контрольному кабелю.

Во втором варианте УВН состоит из выключателя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора подаётся на выключатель, который и отключает повреждён­ный трансформатор.

Выбор вида УВН осуществляется на основании технико-экономического расчёта (ТЭР). Критерием оптимальности решения являются меньшие расчётные затраты, определяемые по выражению

Зi=Ен·Кi+Иi+Уi, (5.1.1) где Ен=0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, р/год;

К — капитальные вложения, руб.;

И — годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы), руб./год;

У — ущерб, руб./год.

Первый вариант.

Капиталовложения:

разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8];

стоимость монтажа и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с алюминиевыми жила­ми сечением 10x2,5 мм2 Kкк=11300 руб.

Суммарные капиталовложения: К1= Краз+Ккк= 4600+4,8·11300=58840руб.

Амортизационные отчисления согласно [8]:

;

где а — норма амортизационных отчислений, %.

Для силового электротехнического оборудования и распределительных устройств до 150 кВ согласно [8] а=9,4%.

Ущерб определяем в следующей последовательности.

1. Учтём параметр потока отказов ввода для данного варианта:

λа=λВС+λЛЭП+λРАЗ+λКК+λТР;

λа=λВС+λЛЭП+λРАЗ+λКК+λТР0,6+0,033+0,008+0,01=0,345 1/год

где λвс=0,06 — параметр потока отказов выключателя системы в соответствии с [3], 1/год;

λлэп=0,033 — параметр потока отказов воздушной линии напряжением 110 кВ длиной 4,8 км с учётом данных из [3], 1/год;

λраз=0,008 — параметр потока отказов разъединителя в соответствии с [3], 1/год;

λкк=0,234 — параметр потока отказов контрольного кабеля в траншее длиной 4,8 км в со­ответствии с [3], 1/год;

λтр=0,01 — параметр потока отказов трансформатора ГПП напряжением 110 кВ в соот­ветствии с [3], 1/год.

2. Среднее время восстановления после отказа одной линии:

, (5.1.4)

где λi — параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения, 1/год;

Твi; — среднее время восстановления элемента после отказа, лет.

Согласно данным [3] Тв.вс=2,3·10 -3 лет, TB,ЛЭП=0,027·10-3 лет, ТВ,РАЗ=1,7·10-3 лет, Тв.кк=30·10-3 лет, ТВТР=45·10'3лет, тогда:

лет.

3. Коэффициент планового простоя одной линии:

КП=1,2·КПi.max, (5.1.5) где КПi.max — максимальный коэффициент планового простоя, о.е., Кп=1,2·7,7·10-3=9,24·10-3 о.е.

4. Коэффициент аварийного простоя одной линии:

Ка=λа·Тв (5.1.6) Ка=0,345·22,094·10-3=7,622·10-3 о.е.

5. Коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения:

К2а,1п=0,5·λ2а·(К1п)2, при К1п≤Т2в; (5.1.7)

К2а,1п=К2а·(К1п-0,5·Т1в), при К1п≥Т2в; (5.1.8)

К2а,1п=0,5·0,345·(9,24·10-3)2 =1,473·10-5 о.е.

6. Коэффициент аварийного простоя двух линий:

Ка(2) = Ка2 + 2·Ка, п, (5.1.9) Ка(2) =(7,622·10-3 )2 +2·1,473·10 -5=8,756·10 -5 о.е.

7. Среднегодовое время перерыва электроснабжения:

Та=Ка(2) · 8760 (5.1.10) Та=8,756·10 –5·8760=0,767 ч/год.

8. Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=У'·Δw', (5.1.11)

где У'=7 — удельная составляющая ущерба от аварийного недоотпуска электроэнергии в соответствии с [3], руб./кВт-ч; Δw',— среднегодовая аварийно недоопущенная электроэнергия, кВт-ч/год;

(5.1.12)

кВт·ч/год

У=7·5955=41685 руб./год.

Общие затраты:

31=0,12·58840+5530+41685=54275,8 руб./год.

Второй вариант.

Капиталовложения:

выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1 Кв=90000 руб. согласно [8];

разъединитель РНДЗ. 2-1 10/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8].

Суммарные капиталовложения: К2=Кв+2·Кр=90000+2·4600=99200 руб.

Амортизационные затраты: И2=руб.

Дальнейший расчёт аналогичен предыдущему и проведён с использованием формул (5.1.1)-(5.1.12).

λa=λвс+λлэп+2·λраз+λв+λтр=0,06+0,03+2·0,008+0,06+0,01=0,179 1/год;

Тв=лет;

Kn=l,2·7,7·10 -3=9,24·10 -3 o.e.;

Ка=0,179·4,15·10-3 =7,43·10-4 о.е.;

так как K1 n > Т2В, то

К2а,1п= K 2а·(K1n - 0,5·Т1в)=7,43·10 –4·(9,24·10 -3 - 0,5·4,15·10 -3)=5,323·10 -6 о.е.;

Ка(2)=(7,43·10-4)2+2·5,323·10-6=1,12·10-5 о,е.

Та=1,12-10-5 ·8760=0,098 ч/год;

кВт·ч/год;

У=7·761=5326 руб./год. Общие затраты:

32=0,12-99200+9324,8+5326=26554,8 руб./год. Результаты ТЭР сведены в таблицу 6.

Таблшв 6. Результаты технико-экономического расчёта в системе шггания