95
q
5-8
= 1 - e
-( λ5+λ58)*t
0,057
0,06877
0,08195
0,09494
0,10774
р
2-3-7
= 1 – q
2-3-7
= 1 – q
2-3
· q
2-7
-
0,99527
0,99328
0,99099
0,98839
р
5-4-8
= 1 – q
5-4-8
= 1 – q
5-4
· q
5-8
-
0,99527
0,99328
0,99099
0,98839
р
1-3-7
= 1 – q
1-3-7
= 1 – q
1-2
· q
2-3-7
-
0,05681
0,06876
0,08085
0,09306
р
6-4-8
= 1 – q
6-4-8
= 1 – q
6-5
· q
5-4-8
-
0,05681
0,06876
0,08085
0,09306
q
1
*
= 1 - p
1-2
· p
2-3-7
-
0,05681
0,06876
0,08085
0,09306
q
6
*
= 1 – p
6-5
· p
5-4-8
-
0,05681
0,06876
0,08085
0,09306
k
г
(t) = P(Z=1) = 1 - q
1
* · q
6
*
-
0,99677
0,99527
0,99346
0,99134
Формула
∑λ
3-й год
2,25
2,50
2,75
3,00
период
9
10
11
12
p
1-2
= e
-(λ1+λ12+λ2)*t
0,043
0,90778
0,89808
0,88847
0,87897
p
6-5
= e
-(λ6+λ56+λ5)*t
0,043
0,90778
0,89808
0,88847
0,87897
p
2-3
= e
-(λ23)*t
0,05000
0,89360
0,88250
0,87153
0,86071
p
2-7
= e
-(λ27)*t
0,05000
0,89360
0,88250
0,87153
0,86071
p
5-4
= e
-(λ54)*t
0,05000
0,89360
0,88250
0,87153
0,86071
p
5-8
= e
-(λ58)*t
0,05000
0,89360
0,88250
0,87153
0,86071
q
2-3
= 1 - e
-(λ2+ λ23)*t
0,05700
0,12037
0,13281
0,14508
0,15718
q
2-7
= 1 - e
-(λ2+ λ27)*t
0,05700
0,12037
0,13281
0,14508
0,15718
q
5-4
= 1 - e
-( λ5+λ45)*t
0,057
0,12037
0,13281
0,14508
0,15718
q
5-8
= 1 - e
-( λ5+λ58)*t
0,057
0,12037
0,13281
0,14508
0,15718
р
2-3-7
= 1 – q
2-3-7
= 1 – q
2-3
· q
2-7
-
0,98551
0,98236
0,97895
0,97529
р
5-4-8
= 1 – q
5-4-8
= 1 – q
5-4
· q
5-8
-
0,98551
0,98236
0,97895
0,97529
р
1-3-7
= 1 – q
1-3-7
= 1 – q
1-2
· q
2-3-7
-
0,10537
0,11776
0,13023
0,14274
р
6-4-8
= 1 – q
6-4-8
= 1 – q
6-5
· q
5-4-8
-
0,10537
0,11776
0,13023
0,14274
q
1
*
= 1 - p
1-2
· p
2-3-7
-
0,10537
0,11776
0,13023
0,14274
q
6
*
= 1 – p
6-5
· p
5-4-8
-
0,10537
0,11776
0,13023
0,14274
k
г
(t) = P(Z=1) = 1 - q
1
* · q
6
*
-
0,98890
0,98613
0,98304
0,97962
Формула
∑λ
4-й год
3,25
3,50
3,75
4,00
период
13
14
15
16
p
1-2
= e
-(λ1+λ12+λ2)*t
0,043
0,86958
0,86028
0,85108
0,84198
p
6-5
= e
-(λ6+λ56+λ5)*t
0,043
0,86958
0,86028
0,85108
0,84198
p
2-3
= e
-(λ23)*t
0,05000
0,85002
0,83946
0,82903
0,81873
p
2-7
= e
-(λ27)*t
0,05000
0,85002
0,83946
0,82903
0,81873
p
5-4
= e
-(λ54)*t
0,05000
0,85002
0,83946
0,82903
0,81873
p
5-8
= e
-(λ58)*t
0,05000
0,85002
0,83946
0,82903
0,81873
q
2-3
= 1 - e
-(λ2+ λ23)*t
0,05700
0,16910
0,18086
0,19245
0,20388
q
2-7
= 1 - e
-(λ2+ λ27)*t
0,05700
0,16910
0,18086
0,19245
0,20388
q
5-4
= 1 - e
-( λ5+λ45)*t
0,057
0,16910
0,18086
0,19245
0,20388
q
5-8
= 1 - e
-( λ5+λ58)*t
0,057
0,16910
0,18086
0,19245
0,20388
р
2-3-7
= 1 – q
2-3-7
= 1 – q
2-3
· q
2-7
-
0,97140
0,96729
0,96296
0,95843
р
5-4-8
= 1 – q
5-4-8
= 1 – q
5-4
· q
5-8
-
0,97140
0,96729
0,96296
0,95843
р
1-3-7
= 1 – q
1-3-7
= 1 – q
1-2
· q
2-3-7
-
0,15529
0,16786
0,18044
0,19302
р
6-4-8
= 1 – q
6-4-8
= 1 – q
6-5
· q
5-4-8
-
0,15529
0,16786
0,18044
0,19302
q
1
*
= 1 - p
1-2
· p
2-3-7
-
0,15529
0,16786
0,18044
0,19302
q
6
*
= 1 – p
6-5
· p
5-4-8
-
0,15529
0,16786
0,18044
0,19302
k
г
(t) = P(Z=1) = 1 - q
1
* · q
6
*
-
0,97588
0,97182
0,96744
0,96274
Формула
∑λ
5-й год
4,25
4,50
4,75
5,00
96
период
17
18
19
20
p
1-2
= e
-(λ1+λ12+λ2)*t
0,043
0,83298
0,82407
0,81526
0,80654
p
6-5
= e
-(λ6+λ56+λ5)*t
0,043
0,83298
0,82407
0,81526
0,80654
p
2-3
= e
-(λ23)*t
0,05000
0,80856
0,79852
0,78860
0,77880
p
2-7
= e
-(λ27)*t
0,05000
0,80856
0,79852
0,78860
0,77880
p
5-4
= e
-(λ54)*t
0,05000
0,80856
0,79852
0,78860
0,77880
p
5-8
= e
-(λ58)*t
0,05000
0,80856
0,79852
0,78860
0,77880
q
2-3
= 1 - e
-(λ2+ λ23)*t
0,05700
0,21514
0,22625
0,23719
0,24799
q
2-7
= 1 - e
-(λ2+ λ27)*t
0,05700
0,21514
0,22625
0,23719
0,24799
q
5-4
= 1 - e
-( λ5+λ45)*t
0,057
0,21514
0,22625
0,23719
0,24799
q
5-8
= 1 - e
-( λ5+λ58)*t
0,057
0,21514
0,22625
0,23719
0,24799
р
2-3-7
= 1 – q
2-3-7
= 1 – q
2-3
· q
2-7
-
0,95371
0,94881
0,94374
0,93850
р
5-4-8
= 1 – q
5-4-8
= 1 – q
5-4
· q
5-8
-
0,95371
0,94881
0,94374
0,93850
р
1-3-7
= 1 – q
1-3-7
= 1 – q
1-2
· q
2-3-7
-
0,20558
0,21811
0,23061
0,24306
р
6-4-8
= 1 – q
6-4-8
= 1 – q
6-5
· q
5-4-8
-
0,20558
0,21811
0,23061
0,24306
q
1
*
= 1 - p
1-2
· p
2-3-7
-
0,20558
0,21811
0,23061
0,24306
q
6
*
= 1 – p
6-5
· p
5-4-8
-
0,20558
0,21811
0,23061
0,24306
k
г
(t) = P(Z=1) = 1 - q
1
* · q
6
*
-
0,95774
0,95243
0,94682
0,94092
Рисунок 3.12. Изменение вероятности отказа питания и коэффициента
готовности проектируемой системы ТП 35/0,4 – 0,4кВ
Для планирования сроков технического обслуживания на основании
полученных значений коэффициентов готовности за различные периоды
необходимо установить на каком периоде происходит несоблюдение
следующего условия:
k
г
(t
доп
) = k
г_доп
= 0,84 (3.52)
97
Из графика и таблицы видно, что данное условие будет не
соблюдаться, начиная со второго квартала девятого года, значение k
г
(8,5)
которого будет равно 0,83316:
k
г
(0,25) = 0,99957 ˃ k
г_доп
= 0,84 ˃ k
г
(8,5) = 0,83316 (3.53)
Подводя промежуточный итог, мы можем с полной уверенностью
сделать однозначное заключение, что проектируемая система
электроснабжения с сокращённой ступенью промежуточной трансформации
за счёт децентрализации и перехода от последовательности элементов к
параллельному их исполнению, привело к улучшенным показателям
надёжности. В частности, коэффициент периода готовности системы
превосходит существующую систему электроснабжения на 38 – 49%, что
соответствует увеличению в 1,6 – 1,9 раза. Не маловажную роль в этом
заняло и то, что оборудование с большей энергоёмкостью обладают большей
надёжностью по сравнению с менее энергоёмкими, которые применены на
сегодняшний день.
3.3 Технико-экономическое обоснование проектных решений
Целью, рассматриваемой выпускной квалификационной работы, было
сравнить два варианта организации системы электроснабжения насосной
станции водоподготовки: существующей и предполагаемой, расчёт и выбор
оборудования которой был выполнен выше.
За основу в расчётах принимаем только основное оборудование:
трансформаторы, кабельные линии, распределительные устройства 10кВ и
0,4кВ.
Мы исходим из того, что всё электрооборудование аналогично друг
другу и не противоречит условию подобности:
1. комплектные распределительные устройства одинаковых типов и
напряжений КМУ-1 и SI-04;
98
2. трансформаторы аналогичных типов – CTR;
3. выключатели, также аналогичных типов и фирм.
Меняются лишь номинальные значения и количество установленного
оборудования.
Расчёт будем производить в три этапа:
1. экономическое обоснование для системы электроснабжения
оборудования 10кВ;
2. экономическое обоснование для системы электроснабжения
оборудования 0,4кВ;
3. общее заключение.
Для начала построим две таблицы, в которые внесём затраты на
основное оборудование. В таблице 3.11 укажем уже установленное
оборудование, в таблице 3.12 – проектируемое, из которого за основу
возьмём:
- трансформаторы;
- распределительные устройства в упрощённом виде, с указанием
количества используемых выключателей и секций шин;
- кабельные линии;
- низковольтные автоматические выключатели.
Таблица 3.11
Капитальные затраты
(на установленное оборудование)
№
пп
Установленное оборудование
Тип
Кол-
во
Единица
измерения
Стоимость,
руб.
Сумма,
руб.
1
Трансформаторы
1.1
CTR 2500/10/0,4
4
шт.
2032973,00
8131892,00
1.2
CTR 1000/10/0,4
1
шт.
976695,00
976695,00
Сумма
91008587,00
2
Комплектное распределительное устройство 10кВ КМУ-1
2.1
Выключатели HVX-C 12-25-06
(включая резервные)
24
шт.
7736908,5
7736908,50
2.2
Выключатели HVX-C 12-25-16
(включая резервные)
3
шт.
99
2.3
Выключатели HVX-C 12-25-12
(включая резервные)
2
шт.
2.4
Секции шин
3
шт.
Сумма
7736908,50
3
Кабельная линия 10кВ
3.1
АПвЭгВнгд-10-1х185
18,00
км
80572,00
1450296,00
3.2
ПвЭгВнгд-10-3х70
(от РУ-10кВ до ТП)
0,20
км
26806,00
5361,20
Сумма
1455657,20
4
Автоматические выключатели
4.1
3WL1350-4CB36-4GA4
2
шт.
3293240,00
6586480,00
4.2
3WL1232-3CB36-4GA4
1
шт.
1537616,00
1537616,00
4.3
3VL7710-2SE36-0AE1
6
шт.
305184,00
1831104,00
4.4
3VL6780-2SE36-0AE1
4
шт.
231064,00
924256,00
4.5
3VL5763-2SE36-0AE1
14
шт.
178228,00
2495192,00
4.6
3VL4740-2SE36-0AD1
2
шт.
123828,00
247656,00
4.7
3VL4731-2SE36-0AD1
2
шт.
123828,00
247656,00
4.8
3WL1350-4CB36-4GA4
2
шт.
3293240,00
6586480,00
4.9
3WL1232-3CB36-4GA4
1
шт.
1537616,00
1537616,00
4.10
3VL7710-2SE36-0AE1
6
шт.
305184,00
1831104,00
4.11
3VL5763-2SE36-0AE1
14
шт.
178228,00
2495192,00
4.12
3VL4740-2SE36-0AD1
8
шт.
123828,00
990624,00
4.13
3WL1216-2CB36-4GA4
2
шт.
797300,00
1594600,00
4.14
3VL5763-2SE36-0AE1
5
шт.
178228,00
891140,00
4.15
3VL4740-2SE36-0AD1
1
шт.
123828,00
123828,00
Сумма
29920544,00
Итого
48221696,70
Таблица 3.12
Капитальные затраты
(на проектируемое оборудование)
№
пп
Проектируемое оборудование
Тип
Кол-во
Единица
измерения
Стоимость,
руб.
Сумма,
руб.
1
Трансформаторы
1.1
CTR 2000/35/10
2,00
шт.
2523467,00
5046934,00
1.2
CTR 3150/35/0,4-0,4
2,00
шт.
3264542,00
6529084,00
Сумма
11576018,00
2
Комплектное распределительное устройство 10кВ КМУ-1
2.1
Выключатели HVX-C 12-25-06
(включая резервные)
12,00
шт.
3201480,00
3201480,00
2.2
Секции шин
2,00
шт.
Сумма
3201480,00
2
Кабельная линия 35кВ
2.1
АПвЭВнгд – 35-1х50
12,00
км
32630,00
391560,00
Сумма
391560,00
3
Автоматические выключатели
3.1
3WL1350-4CB36-4GA4
4
шт.
3293240,00
13172960,00
3.2
3WL1232-3CB36-4GA4
2
шт.
1537616,00
3075232,00
100
3.3
3VL7710-2SE36-0AE1
6
шт.
305184,00
1831104,00
3.4
3VL6780-2SE36-0AE1
4
шт.
231064,00
924256,00
3.5
3VL5763-2SE36-0AE1
14
шт.
178228,00
2495192,00
3.6
3VL4740-2SE36-0AD1
2
шт.
123828,00
247656,00
3.7
3VL4731-2SE36-0AD1
2
шт.
123828,00
247656,00
3.8
3VL7710-2SE36-0AE1
6
шт.
305184,00
1831104,00
3.9
3VL5763-2SE36-0AE1
14
шт.
178228,00
2495192,00
3.10
3VL4740-2SE36-0AD1
8
шт.
123828,00
990624,00
3.11
3WL1216-2CB36-4GA4
1
шт.
797300,00
797300,00
3.12
3VL5763-2SE36-0AE1
5
шт.
178228,00
891140,00
3.13
3VL4740-2SE36-0AD1
1
шт.
123828,00
123828,00
Сумма
29123244,00
Итого
44292302,00
Следующим шагом рассчитаем потери активной мощности в линиях
электропередачи. За основу в расчётах возьмём формулу:
∆Р
к
= 3 ∙ I
р
2
∙ R, (3.54)
где I
р
– рабочий ток, А;
R – сопротивление линий электропередачи, кОм.
Для расчёта воспользуемся формулой (16), где в качестве полной
мощности принимаем ранее рассчитанные в разделе 2.1 значения S
р ВН
=
2732,00 кВА и S
р НН
= 5275,81 кВА.
Занесём все полученные, имеющиеся и справочные значения и данные
в таблицу 17, где l
РП
– длина линии электропередачи от ГПП до РП-10кВ, км;
l
ТП
– длина линии электропередачи от РП-10кВ до ТП-10/0,4кВ, км;
l - длина линии электропередачи от ГПП до ТП-35/10кВ и ТП-35/0,4-
0,4кВ;
r
0(РП)
– удельное сопротивление линии электропередачи от ГПП до РП-
10кВ. Для кабеля АПвЭгВнгд-10-1х185 составляет 0,17Ом/км;
r
0(ТП)
– удельное сопротивление линии электропередачи от РП-10кВ до
ТП-10/0,4кВ. Для кабеля ПвЭгВнгд-10-3х70 составляет 0,28Ом/км;
r
0
– удельное сопротивление линии электропередачи от ГПП до ТП-
35/10кВ и ТП-35/0,4-0,4кВ. Для кабеля АПвЭгВнгд-35-1х50 составляет
0,64Ом/км;
n – количество жил, проложенной линии электропередачи, шт;
101
Таблица 3.13
Потери в линиях электропередачи
№
пп
Установленное
оборудование
Проектируемое
оборудование
Примечание
Значение
Ед. изм.
Значение
Ед. изм.
1
l
РП
1,00
км
l
1,00
км
2
l
ТП
0,20
км
3
r
0(РП)
0,17
Ом/км
r
0
0,64
Ом/км
[13]
4
r
0(ТП)
0,28
Ом/км
[13]
5
n
(РП)
18
шт.
n
12
шт.
6
n
(ТП)
15
шт.
7
R
(РП)
0,0306
кОм
R
0,0077
кОм
8
R
(ТП)
0,00084
кОм
9
∆Р
л
1814,9
кВт
∆Р
л
*
359,74
кВт
После того, как мы рассчитали потери в линиях электропередачи,
вычислим потери активной мощности в трансформаторах.
Вычисления будем производить по следующей формуле:
∆Р = ∆Р
0н
+ ∆Р
хх
∙ S
2
/S
н
2
, кВт (3.55)
где ∆Р
0н
– нагрузочные потери активной мощности трансформатора в
номинальном режиме, кВт;
∆Р
хх
– потери активной мощности холостого хода, кВт. Для CTR-
2500/10/0,4 – 5,0кВт, для CTR-1000/10/0,4 – 2,0кВт, для CTR-3150/35/0,4-0,4
– 6,9кВт, для CTR-2000/35/10 – 4,7кВт;
S – фактическая нагрузка трансформатора, кВА;
S
н
– номинальная мощность трансформатора, кВА.
С учётом того, что нагрузка установленных трансформаторов
распределена таким образом, что группа неосновных электроприёмников
запитана от трансформатора CTR-1000/10/0,4, а остальные потребители
равномерно распределены между четырьмя трансформаторами CTR-
2500/10/0,4, то для того, чтобы определить фактическую нагрузку на каждом
из трансформаторов, установленных на данный момент, нам необходимо
произвести некоторые вычисления.
102
Для начала определим фактическую нагрузку неосновных
потребителей на трансформаторе CTR-1000/10/0,4 (S
р (НО)
) и на
трансформаторах CTR-2500/10/0,4 (S
р (НН)
). Для этого воспользуемся
формулами (3), (4), (5) и ранее полученными значениями Q
см
из раздела 2.1, а
также данными таблицы 2.
Произведём вычисления:
Q
р (НО)
= 1,1 ∙ 97,05 = 106,75кВАр;
Р
р (НО)
= 1,14 ∙ 139,30 = 158,80кВт;
Р
р (НН)
= (2744,32+397,10+81,04+458,50+270,75) ∙ 1,14 = 4504,94 кВт;
Q
р (НН)
= 1,1 ∙ (1487,18+197,92+57,42+243,29+159,42) = 2359,76 кВАр;
S
р (НО)
=
= 191,34 кВА;
S
р (НН)
=
/ 4 = 1271,39 кВА.
Теперь определим значение фактической мощности, приходящейся на
проектируемые трансформаторы CTR-3150/35/0,4-0,4 и CTR-2000/35/10:
S
35/0,4
= 5275,81 / 2 = 2637,905 кВА;
S
35/10
= 2732,00 / 2 = 1366,00 кВА.
Следующим шагом необходимо определить нагрузочные потери в
трансформаторах по формуле:
∆Р
0н
= R
т
∙ S
ном
2
/ U
ном
2
, кВт (3.56)
где R
т
– полное активное сопротивление трансформатора, кОм.
Для того, чтобы вычислить сопротивление уже установленных
трансформаторов CTR-2500/10/0,4 и CTR-1000/10/0,4 воспользуемся
формулой (20), где ∆Р
кз
для CTR-2500/10/0,4 – 20кВт, а для CTR-1000/10/0,4
– 8,8кВт.
R
тр (НН)
=
= 0,387 Ом
R
тр (НО)
=
= 1,065 Ом
103
R
т1
*
(НН)
=
= 0,0005 Ом
R
т2
*
(НО)
=
= 0,0014 Ом
R
т(2500)
= (0,387 + 0,0005) / 1000 = 0,0004кОм
R
т(3.470)
= (1,065 + 0,0014) / 1000 = 0,0011кОм
Получив все необходимые значения, подставим их в формулу (3.56) и
вычислим:
∆Р
0н (2500)
= 0,0004 ∙ 2500
2
/ 11
2
= 20,03 кВт
∆Р
0н (3.470)
= 0,0011 ∙ 1000
2
/ 11
2
= 8,81 кВт
∆Р
0н (3150)
= 0,0032 ∙ 3150
2
/ 37
2
= 23,0 кВт
∆Р
0н (2000)
= 0,0067 ∙ 2000
2
/ 37
2
= 19,59 кВт
Теперь определим потери активной мощности в трансформаторах:
∆Р
2500
= 20,03 + 5,0 ∙ 1271,39
2
/2500
2
= 21,32 кВт
∆Р
1000
= 8,81 + 2,0 ∙ 191,34
2
/1000
2
= 8,88 кВт
∆Р
3150
= 23,0 + 6,9 ∙ 2637,905
2
/3150
2
= 27,84 кВт
∆Р
2000
= 19,59 + 4,7 ∙ 1366,0
2
/2000
2
= 21,78 кВт
Перемножив потери на количество установленных и проектируемых
трансформаторов, получим:
∑∆Р
2500
= 21,32 ∙ 4 = 85,28 кВт
∑∆Р
1000
= 8,88 ∙ 1 = 8,88 кВт
∑∆Р
3150
= 27,84 ∙ 2 = 55,68 кВт
∑∆Р
2000
= 21,78 ∙ 2 = 43,57 кВт.
Следующим шагом технико-экономического расчёта является
определение амортизационных отчислений, которые рассчитываются по
нормам амортизации р
а
в долях единицы от капиталовложений:
И
а
= р
а
∙ К (3.57)
Норма амортизации определяется с учётом срока полезного
использования Т
пи
объекта [3]:
р
а
= 1 / Т
пи
(3.58)
104
Так как Т
пи
для различных видов оборудования имеет разные значения,
соответственно расчёт будем проводить согласно разделению по
капитальных вложениям, основываясь на данных таблицы 6.
Таким образом срок полезного использования для установленного и
проектируемого оборудования будет составлять:
Т
пи.тр.10кВ
= 4 года – для установленных трансформаторов 10/0,4кВ;
Т
пи.тр.35кВ
= 5 лет – для проектируемых трансформаторов 35/10кВ и
35/0,4-0,4кВ
Т
пи.РУ-10кВ
= 12 лет – для распределительных устройств 10кВ;
Т
пи.КЛ-10кВ
= 22 года – для кабельных линий электропередачи 10кВ;
Т
пи.КЛ-35кВ
= 24 года – для кабельных линий электропередачи 35кВ;
Т
пи.АВ-0,4кВ
= 7 лет – для автоматических выключателей 0,4кВ.
Вычислим р
а
для каждого вида оборудования:
р
а.тр.10кВ
= 1/4 = 0,2500
р
а.тр.35кВ
= 1/5 = 0,2000
р
а.РУ-10кВ
= 1/12 = 0,0833
р
а.КЛ-10кВ
= 1/22 = 0,0455
р
а.КЛ-35кВ
= 1/24 = 0,0417
р
а.АВ-0,4кВ
= 1/7 = 0,1429
Воспользовавшись ранее рассчитанными данными по капитальным
затратам из таблицы 6, вычислим амортизационные расходы:
∑И
а.уст.
= 0,2500 ∙ 9108587,00+0,0833 ∙ 7736908,50+0,0455 ∙ 1455657,20+
+ 0,1429 ∙ 29920544,00 = 7 263 509,37 руб.
∑И
а.пр.
= 0,2000 ∙ 11576018,00+0,0833 ∙ 320180,00+0,0417 ∙ 391560,00+
+ 0,1429 ∙ 29123244,00 = 6 519 914,21 руб.
Прежде чем подвести итоги и окончательные расчёты по всем затратам
в технико-экономическом расчёте, вычислим расходы на эксплуатацию.