Научный журнал
Фундаментальные исследования
ISSN 1812-7339
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 1,074

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ

Борисов С.А. 2 Григорьев П.В. 2 Кабанов С.С. 1 Плеханова А.Ф. 2
1 ФГБОУ ВПО «Российская академия народного хозяйства и государственной службы при Президенте Российской Федерации» Нижегородский филиал
2 ФГБОУ ВПО «Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева»
Выбор схемы электроснабжения предприятия является важнейшей технико-экономической задачей, так как от правильности выбора зависит функционирование большинства систем предприятия и удовлетворенность потребителей электрической энергии. В настоящей статье рассматривается необходимость учета экономических характеристик при выборе наиболее предпочтительной схемы электроснабжения и порядок расчета технико-экономических показателей схемы. Для выбора наиболее предпочтительной схемы электроснабжения авторами используется подход, основанный на определении приведенных годовых затрат, рассчитываются различные элементы приведенных годовых затрат, включая капитальную и эксплуатационную составляющие. Обосновывается, что необходимо в тесной взаимосвязи использовать технические и экономические показатели при выборе наиболее эффективной схемы электроснабжения. Показано, как проводить комплексное технико-экономическое сравнение схем электроснабжения и определять наиболее предпочтительный вариант электроснабжения.
технико-экономическое обоснование
электроснабжение
приведенные годовые затраты
экономичность
нормы амортизации электрического оборудования
1. Блок В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: учебное пособие для студентов вузов / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.В. Паперно, С.А. Гусев, Я.Х. Герхард. – М.: Высшая школа. 1981. – 304 с.
2. Вагин Г.Я. Экономия энергоресурсов в промышленных технологиях. Справочно-методическое пособие / Г.Я. Вагин, Л.В. Дудникова, Е.А. Зенютич, А.Б. Лоскутов, Е.Б. Солнцев. НГТУ НИЦЭ – Н.Новгород. 2001. – 296 с.
3. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат. 1995. – 416 с.
4. Официальный сайт «Консультант Плюс» Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. [Электронный ресурс]. – URL: http://base.consultant.ru/cons/cgi/online.cgi?req = doc;base = LAW;n = 28224.
5. Официальный сайт «Энергосбыт». – URL: http://www.nsk.elektra.ru/ (Дата обращения: 22.02.2015).

При выборе наиболее предпочтительной схемы электроснабжения необходимо учитывать следующие технико-экономические параметры: потребляемая мощность, характер электрических нагрузок, особенности производства, экономичность, безопасность, обеспечение необходимого качества электроэнергии у приемников и возможность дальнейшего развития сети. Экономичность сети характеризуется стоимостными показателями (приведенными затратами). В статье рассматривается методика расчета приведенных годовых затрат на схему электроснабжения на примере станкостроительного завода и даются рекомендации о выборе конкретной схемы на основании произведенных расчетов.

В статье рассматривается выбор схемы электроснабжения для станкостроительного завода, который относится к предприятиям средней установленной мощности (то есть мощность предприятия находится в пределах от 5 до 75 МВт). В связи с этим принимаем схему электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии (ГПП). Ввиду наличия потребителей I категории по степени бесперебойности питания предусматриваем секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии. При построении схемы электроснабжения исходим из принципа максимально возможного приближения высшего напряжения к электроустановкам потребителей и применения минимального количества ступеней промежуточной трансформации. Резервирование питания для отдельных категорий потребителей заложено в самой схеме электроснабжения. Для этого все элементы схемы (линии, трансформаторы, аппаратура) несут в нормальном режиме постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме (после отключения поврежденных участков) принимают на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов нагрузок. При секционировании всех звеньев системы электроснабжения, начиная от шин ГПП, предусмотрена установка на них системы АВР (автоматического ввода резерва) для повышения надежности питания. При этом в нормальном режиме работы обеспечивается раздельная работа элементов системы электроснабжения, что снижает уровень токов короткого замыкания, облегчает и удешевляет коммутационную аппаратуру и упрощает релейную защиту. Мощность трансформаторов ГПП составляет 25 МВА. По способу присоединения понизительной подстанции к питающей линии она является тупиковой. Поэтому РУ-110 кВ ГПП выполняется по схеме «два блока линия-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны ЛЭП». Эта схема более надежна в эксплуатации, чем схема с отделителями и короткозамыкателями, особенно в зимнее время. Перемычка позволяет сохранить в работе оба трансформатора при повреждении одной из питающих линий, а также обеспечить питание ГПП на время ревизии или ремонта силового трансформатора [1]. Схема ГПП 110 кВ представлена на рис. 1.

На стороне 10 кВ ГПП применяем схему: «одна рабочая секционированная выключателем система шин». Она наиболее проста, но в то же время обеспечивает бесперебойное питание потребителей при исчезновении напряжения на одном из трансформаторов от другого через секционный выключатель. Для питания потребителей предприятия используем радиальную схему. Нагрузку 0,4 кВ производственных цехов запитываем от трансформаторных подстанций (ТП).

Технико-экономический расчет производится для двух вариантов построения схемы электроснабжения (рис. 2, 3) [3].

pic_31.tif

Рис. 1. Схема РУ-110 кВ ГПП

pic_32.wmf

Рис. 2. Схема электроснабжения. Вариант 1

Вариант 1. Предусматривается питание ТП-3 (4×1600 кВА), ТП-4 (4×630 кВА), ТП-6 (4х1600кВА) и высоковольтных потребителей цеха № 3 и цеха № 11 от РУ 10 кВ РП-1 кабелем марки АПвВнг, проложенным в траншее. Питание ТП-1 (4×1000 кВА) осуществляется непосредственно от шин 10 кВ ГПП (рис. 2).

Достоинства первого варианта:

– уменьшение расхода высоковольтного кабеля;

– использование свободной, незанятой территории предприятия.

Основным недостатком является увеличение времени действия релейной защиты.

Вариант 2. Предусматривается питание ТП-3 (4×1600 кВА), ТП-6 (4×1600 кВА) и высоковольтных потребителей цеха № 3 от РУ 10 кВ ГПП кабелем марки АПвВнг, проложенным в траншее. Питание ТП-1 (4×1000 кВА), ТП-4 (4×630 кВА) и высоковольтных потребителей цеха № 11 осуществляется от шин 10 кВ РП-2 кабелем марки АПвВнг, проложенным в траншее (рис. 3).

pic_33.wmf

Рис. 3. Схема электроснабжения. Вариант 2

Достоинства второго варианта:

– уменьшение количества ячеек на ГПП;

Недостатки:

– дополнительные монтажные работы;

– увеличение времени действия релейной защиты.

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.

Технико-экономические обоснования базируются в общем случае на методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов, т.е. главным критерием оценки таких проектов является максимум эффекта [4]:

Эт = Рт – Зт = Max, (1)

где Рт – доходы (выгоды) по проекту; Зт – приведенные годовые затраты по проекту.

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. (2)

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

З = r·К + С, (3)

где К – капитальные затраты сравниваемых вариантов электроснабжения, руб.; r – ставка дисконтирования капитальных затрат (реальная процентная ставка); С – годовая себестоимость производства или эксплуатации, руб./год.

По старым методикам вместо r принимался параметр Ен, который назывался нормативным коэффициентом эффективности капитальных вложений и нормировался. Это было справедливо для условий стабильной плановой экономики и неприменимо для условий рыночной.

Применительно к вариантам электроустановок формулу (3) целесообразно преобразовать и представить в следующем виде:

З = р·К + СЭ, (4)

где СЭ – стоимость годовых потерь электроэнергии; К – капитальные вложения; р – суммарный коэффициент отчислений от капитальных затрат:

р = r + ра + р0, (5)

где ра – годовая норма амортизации; р0 – коэффициент отчислений на ремонт и обслуживание; r – реальная процентная ставка.

borisov01.wmf

где Eн = 22 % 1/год – процентная ставка кредитования банка; b = 9 % – уровень инфляции на момент произведения расчетов.

Коэффициенты отчислений для разных элементов схемы электроснабжения сводим в табл. 1 [2].

Затраты на потери электроэнергии в элементах электрической сети:

borisov02.wmf (6)

где DРМ – максимальные потери активной мощности, кВт; t* – относительное время использования максимума потерь.

borisov03.wmf при borisov04.wmf

borisov05.wmf при borisov06.wmf

Таблица 1

Коэффициенты отчислений для различных элементов системы электроснабжения

Элементы системы электроснабжения

Значения коэффициентов, доли ед.

ра

р0

r

p = ра + р0 + r

Кабельные линии 10 кВ в траншее

0,03

0,015

0,12

0,165

Оборудование РУ-10 кВ

0,063

0,01

0,12

0,193

Годовое число часов работы ТГ и число часов использования максимума активной нагрузки ТМ выбираем согласно ПУЭ:

ТМ = 3560 ч/год;

ТГ = 3660 ч/год;

borisov07.wmf borisov08.wmf

g – стоимость 1 кВт·года потерь электроэнергии, руб./(кВт·год):

borisov09.wmf (7)

где a, b – основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа, в расчетах принято [5]:

α = 794,23 руб./(кВт·мес.);

β = 1,26 руб./(кВт·ч);

borisov10.wmf

Максимальные потери активной мощности для различных элементов электроустановок определяются следующим образом.

Для проводов и кабелей:

borisov11.wmf (8)

где R – сопротивление линии, Ом,

R = r0·L, (9)

где r0 – удельное сопротивление кабеля, Ом/км; L – длина линии, км; IМ – максимальный ток, А; SМ – максимальная полная нагрузка (мощность), кВА; U – напряжение сети.

Результаты расчетов по вариантам сводим в табл. 2 и 3.

Таблица 2

Определение приведенных затрат на сооружение системы электроснабжения (вариант 1)

Назначение

Элемент схемы электроснабжения

Ki, тыс. руб/км

L, км

(N, шт.)

K = Ki·N·L, тыс. руб.

р, 1/год

р·К, тыс. руб./год

ro, Ом/км

Ip.max, A

ΔPм, кВт

γ, тыс. руб./кВт

Сэ, тыс. руб.

З = р·К + Сэ, тыс. руб.

ГПП-РП1

Кабель АПвВнг (3×240) в траншее

2000

0,54

2

2160,00

0,165

356,40

0,157

254,61

32,98

14,3

325,38

681,78

РП1-ТП3 (4×1600)

Кабель АПвВнг (3×95) в траншее

1100

0,12

4

528,00

0,165

87,12

0,17

60,97

0,91

14,3

8,98

96,10

РП1-ИП (4×400)

Кабель АПвВнг (3×95) в траншее

1100

0,12

4

528,00

0,165

87,12

0,17

15,24

0,06

14,3

0,56

87,68

РП1-ТП4 (4×630)

Кабель АПвВнг (3×95) в траншее

1100

0,05

4

220,00

0,165

36,30

0,17

24,01

0,06

14,3

0,58

36,88

РП1-СД (2×630)

Кабель АПвВнг (3×95) в траншее

1100

0,05

2

110,00

0,165

18,15

0,17

24,01

0,03

14,3

0,29

18,44

РП1-ТП6 (4×1600)

Кабель АПвВнг (3×95) в траншее

1100

0,17

4

748,00

0,165

123,42

0,17

60,97

1,29

14,3

12,72

136,14

ГПП-ТП1 (4×1000)

Кабель АПвВнг (3×95) в траншее

1100

0,68

4

2992,00

0,165

493,68

0,17

43,30

2,60

14,3

25,66

519,34

Итого:

           

845,79

   

4,95

 

48,79

894,58

Таблица 3

Определение приведенных затрат на сооружение системы электроснабжения (вариант 2)

Назначение

Элемент схемы электроснабжения

Ki, тыс. руб./км

L, км

(N, шт.)

K = Ki·N·L, тыс. руб.

р, 1/год

р·К, тыс. руб./год

ro, Ом/км

Ip.max, A

ΔPм, кВт

γ, тыс. руб./кВт

Сэ, тыс. руб.

З = р·К + Сэ, тыс. руб.

ГПП-РП2

Кабель АПвВнг (3×240) в траншее

2000

0,68

2

2720,00

0,165

448,80

0,157

214,20

29,39

14,3

289,98

738,78

РП2-ТП4 (4×630)

Кабель АПвВнг (3×95) в траншее

1100

0,12

4

528,00

0,165

87,12

0,17

24,01

0,14

14,3

1,39

88,51

РП2-СД (2×630)

Кабель АПвВнг (3×95) в траншее

1100

0,12

2

264,00

0,165

43,56

0,17

24,01

0,07

14,3

0,70

44,26

РП2-ТП1 (4×1000)

Кабель АПвВнг (3×95) в траншее

1100

0,15

4

660,00

0,165

108,90

0,17

43,30

0,57

14,3

5,66

114,56

ГПП-ТП3 (4×1600)

Кабель АПвВнг (3×95) в траншее

1100

0,67

4

2948,00

0,165

486,42

0,17

60,97

5,08

14,3

50,13

536,55

ГПП-ИП (4×400)

Кабель АПвВнг (3×95) в траншее

1100

0,67

4

2948,00

0,165

486,42

0,17

15,24

0,32

14,3

3,13

489,55

ГПП-ТП6 (4×1600)

Кабель АПвВнг (3×95) в траншее

1100

0,77

4

3388,00

0,165

559,02

0,17

60,97

5,84

14,3

57,61

616,63

Итого:

           

1640,76

   

11,81

 

116,54

1757,30

Из результатов расчета по табл. 2 и 3 видно, что наиболее экономически выгодным является первый вариант схемы электроснабжения, так как приведенные затраты на него меньше.

Годовой экономический эффект при применении первого варианта:

Э = З2 - З1; (10)

Э = 1757,3 - 894,58 = 862,71 тыс.руб./год.


Библиографическая ссылка

Борисов С.А., Григорьев П.В., Кабанов С.С., Плеханова А.Ф. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ // Фундаментальные исследования. – 2016. – № 5-1. – С. 77-82;
URL: http://www.fundamental-research.ru/ru/article/view?id=40253 (дата обращения: 14.12.2019).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074