Электроснабжение по отраслям

Д) Затраты  на возмещение потерь в линиях:

Зпот_Л = ΔΑл ·Зэ = 11,54 · 1,8 = 0,207 т.р/год

Е) Капиталовложения в сооружение п/ст:

        Кп/ст=178,64 т.р (ГПП-110-3-2*6300-А2);

Ж) Капиталовложения в сооружение ЛЭП:

 Ко = 13,5 т.р; (ж/б, 2-х цепная);

 К_ЛЭП = Ко · L · n = 13,5 · 8 · 2=216 т.р;

З) Амортизационные  отчисления:

1. ЛЭП:  И_ЛЭП = (α · К_ЛЭП)/100 = 2,8 · 216/100 = 6,048 т.р;
2. П/ст:  И_П/СТ = (α · К_П/СТ)/100 = 9,4 · 178,64/100=16,79 т.р;

И) Приведенные затраты:

З = Ен·(К_ЛЭП + К_П/СТ ) + И_ЛЭП + И_П/СТ + Зпот_Л            (29) 

З = 0,12 · (216 + 178,64 ) + 6,048 + 16,79 + 0,207 =70,201 (т.р);

 

Вариант№2 (Ипит=35 кВ)

А) Выбор  провода: Осуществлен в Таблице№12.Рисунок№4.в

 Выбираю  АС-70/11

Б) Потери напряжения в линии:

L=8 км; r₀=0,444 (Ом/км); х₀=0,429 (Ом/км); R=(r₀/2)·L=1,776 Ом; Х=(х₀/2)·L=1,72 (Ом);

ΔU = ((PR+QX)/Uпит                  (30)

 

ΔU = ((5787,55·1,776)+(1707,04·1,72))/35= 0,38 кВ;

В) Потери мощности в линии:

ΔРл=(Р² + Q²)·R/U²пит                  (31) 

ΔРл = (5787,55² + 1707,04²)·1,776/35²= 52,79 кВт;

Г) Потери э/э в линиях, зависящие от нагрузки:

ΔΑл = ΔРл·τ = 52,79 · 2000 =105,58 МВт/ч

Д) Затраты  на возмещение потерь в линиях:

Зпот_Л = ΔΑл ·Зэ = 105,58 · 1,8 = 1,9 т.р/год

Е) Капиталовложения в сооружение п/ст:

        Кп/ст=163,44 т.р  (ГПП-35-3-2*6300-А2);

Ж) Капиталовложения в сооружение ЛЭП:

 Ко = 10,7 т.р; (ж/б, 2-х цепная);

 К_ЛЭП = Ко · L · n = 10,7 · 8 · 2=171,2 т.р;

З) Амортизационные отчисления:

3. ЛЭП:  И_ЛЭП = (α · К_ЛЭП)/100 = 2,8 · 171,2/100 = 4,794 т.р;
4. П/ст:  И_П/СТ = (α · К_П/СТ)/100 = 9,4 · 163,44/100=15,36 т.р;

И) Приведенные затраты:

З = Ен·(К_ЛЭП + К_П/СТ ) + И_ЛЭП + И_П/СТ + Зпот_Л         (32) 

З = 0,12 · (171,2 + 163,44 ) + 4,794 + 15,36 + 1,9 =62,213 (т.р);

 

Вариант№3 (Ипит=10 кВ) - ЛЭП

А) Выбор  провода: Осуществлен в Таблице№12.Рисунок№4.а

 Выбираю  АС-120/19

Б) Потери напряжения в линии:

L=8 км; r₀=0,245 (Ом/км); х₀=0,405 (Ом/км); R=(r₀)·L=1,96 Ом; Х=(х₀)·L=3,24 (Ом);

ΔU = ((PR+QX)/Uпит                   (33)

 

ΔU = ((5770,29·1,96)+(1531,71·3,24))/10= 0,81 кВ;

В) Потери мощности в линии:

ΔРл=(Р² + Q²)·R/U²пит                   (34) 

ΔРл = (5770,29² + 1531,71²)·1,96/10²= 349,30 кВт;

Г) Потери э/э в линиях, зависящие от нагрузки:

ΔΑл = ΔРл·τ = 349,30 · 2000 =698,6 МВт/ч

Д) Затраты  на возмещение потерь в линиях:

Зпот_Л = ΔΑл ·Зэ = 698,6 · 1,8 = 12,575 т.р/год

Е) Капиталовложения в сооружение ЛЭП:

 Ко = 2,2 т.р; (ж/б, 1-но цепная);

 К_ЛЭП = Ко · L · n = 2,2 · 8 · 2=35,5 т.р;

З) Амортизационные отчисления:

5. ЛЭП:  И_ЛЭП = (α · К_ЛЭП)/100 = 2,8 · 35,5/100 = 0,986 т.р;

И) Приведенные затраты:

З = Ен·(К_ЛЭП + К_П/СТ ) + И_ЛЭП + И_П/СТ + Зпот_Л    (35) 

З = 0,12 · (35,5 ) + 0,986  + 12,575 =17,783 (т.р);

 

Вариант№3 (Ипит=10 кВ) - КЛ

А) Выбор  провода: Осуществлен в Таблице№12.Рисунок№4.б

 Выбираю  ААБ-240

Б) Потери напряжения в линии:

L=8 км; r₀=0,129 (Ом/км); х₀=0,075 (Ом/км); R=(r₀)·L=1,032 Ом; Х=(х₀)·L=0,6 (Ом);

ΔU = ((PR+QX)/Uпит                   (36)

 

ΔU = ((5770,29·1,032)+(1531,71·0,6))/10= 0,34 кВ;

В) Потери мощности в линии:

ΔРл=(Р² + Q²)·R/U²пит                   (37) 

ΔРл = (5770,29² + 1531,71²)·1,032/10²= 181,91 кВт;

Г) Потери э/э в линиях, зависящие от нагрузки:

ΔΑл = ΔРл·τ = 181,91 · 2000 =367,82 МВт/ч

Д) Затраты  на возмещение потерь в линиях:

Зпот_Л = ΔΑл ·Зэ = 367,82 · 1,8 = 6,621 т.р/год

Е) Капиталовложения в сооружение ЛЭП:

 Ко = (5,2 + 0,48) т.р; (кабель);

 К_ЛЭП = Ко · L · n = (5,2 + 0,48 ) · 8 · 2=90,8 т.р;

З) Амортизационные  отчисления:

6. ЛЭП:  И_ЛЭП = (α · К_ЛЭП)/100 = 2,8 · 90,8/100 = 2,544 т.р;

И) Приведенные затраты:

З = Ен·(К_ЛЭП + К_П/СТ ) + И_ЛЭП + И_П/СТ + Зпот_Л             (38) 

З = 0,12 · (90,8 ) + 2,544+  6,621 =20,071 (т.р);

  Проведя расчет по четырем вариантам, два  первых отбрасываем из-за большой  стоимости и малой нагрузкой. Сравнив два последних варианта: оба на 10 кВ ЛЭП и КЛ видим разницу в 12%, т.е. ЛЭП дешевле, но КЛ имеет меньшие потери напряжения и мощности, вследствие этого выбираем: 10 кВ выполненную КЛ.

  Берем КЛ-10кВ

2. Выбор схемы внутреннего электроснабжения

  Внутреннее электроснабжение можно выполнить по радиальной или смешанной схеме, магистральная не применяется. Выбор схемы определяется категорией надежности потребителей, их территориальным размещением, особенностями режимов работы. Так на заводе имеется потребители 1 категории.

  Расчет  Радиальной и Смешанной схемы  имеет идентичный характер и представлен  в Таблицах №13 по №16.  Эти схемы представлены на Рисунках №3,5,6,7

  Приведу используемые формулы в этих расчетах:

  Определение расчетного тока в нормальном и аварийном режимах:

  Iр  = Sр/(n·3^1/2 · Unom);                      (39)

  Imax(р) = Sр/(·3^1/2 · Unom);               (40)

Где Sр  – расчетная мощность протекающая  по кабелю (кВА); n – число кабелей;

  Допустимый  ток кабельных линий определяем из соотношения:

  Iдоп  ≥ Imax(р) / 1,25                           (41)

Где: 1,25- коэффициент снижения токовой нагрузки;

  Потери  напряжения:

ΔU = ((PR+QX)/Uпит                               (42)

  Потери  мощности в линии при действительной нагрузке:

  ΔРл = 3 · (Iдоп)² · r₀ · L · Кз² · 10^-3       (43)

Где: Кз = Iр / I доп – коэффициент загрузки кабеля;

    Потери  энергии в линии составляют:

    ΔЭ = ΔРл ·τ;                                       (44)

    Стоимость потерь энергии в линии:

    Сп = ΔЭ · Зэ;                                        (45)

Где: Зэ=1,8 коп;

    Капитальные вложения на сооружение линии:

    Ккл = Куд · L                                      (46)

Где: Куд  – стоимость 1 км кабельной линии, проложенной в траншее.

    Амортизационные отчисления:

    С (аморт) = (α · К_КЛ)/100;                  (47)

Где: α = 2,8%;

    Суммарные капитальные затраты:

    К = N · Кв + К_КЛ + К_Т                                      (48)

Где: N –  число ячеек РУ с выключателями  на напряжение 10 кВ (ВМП-10); Кт- суммарная  стоимость цеховых трансформаторов  с первичным напряжением 10 кВ (т.р);

      Потери электроэнергии в силовых  трансформаторах:

    ΔЭт = ΔРх · Тг + ΔРк · Кз² ·τ             (49)

Где: ΔРх  – потери активной мощности при  ХХ трансформатора, кВт; Тг=8760 – годовое  время, в течение которого трансформатор  подключен к сети (ч); ΔРк –  потери активной мощности в режиме КЗ трансформатора, кВт.

    Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе за год составит:

    Сп(т) = ΔЭт · Зэ;                                 (50)

    Амортизационные отчисления выключателей и трансформаторов:

    И_Т(В) = (α · К_Т(В))/100                            (51)

Где: α = 6,3%

    Приведенные затраты:

З = Ен·(К_Т + К_В + К_КЛ) + И_КЛ + И_Т + И_В+ Сп(_КЛ) + Сп(т);    (52)

    Потери  электроэнергии:

    ΔЭ = ΔЭт + ΔЭкл;                                  (53)

3. Выбор кабелей низковольтной сети завода

Выбор кабелей производим по расчетной мощности протекающей по этим кабелям. Вторая и первая категории обеспечиваются двумя кабелями, из-за соблюдения надежности электроснабжения, а третья категория одним кабелем. Так как РП3 и РП4 запитываются от одно-трансформаторной подстанции третьей категории, то для них предусматриваем резерв от ТП-7 двухкабельной линией. Расчет приведен в таблице№17. Рисунок№3.

4. Выбор выключателей на заводе

 Для  выбора выключателей в радиальной  и смешанной схемах, необходимо  рассчитать короткое замыкание на 10 кВ на заводе.

   Расчет короткого замыкания на 10 кВ:

  Задаем  базисные величины:

U_б=10,5кВ;  S_б=10 МВА; Х_б = U_б² / S_б = 10,5² / 10 =11,025 Ом;  I_б = S_б/3^1/2·U_б= 0,578 А;

В этих схемах воспользуемся условиями  из переходных процессов, что двигатели имеющие мощность свыше 100 кВт подпитывают КЗ. Также имеется ЭДС системы принятое за единицу. В итоге отбрасываем ветви, которые не подпитывают короткое замыкание, остается одна ветвь с насосным цехом ТП8. Расчет ведем в точном приведение относительных единиц. Рисунок №8.а

   Сопротивление ТП8:

U_К = 5,5%;

 Хтп8 = (U_К/100) · (U²_n/S_n) · (1/Х_б) = (5,5/100) · (10² / 1) · (1/11,025) = 0,5 о.е