P_11’= (P_р3 + P_р6+ P_р7+ P_р9 + P_р23 + P_р24)/2

P_11’=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/2 = 2049 кВт

Значение тока в кабеле определим по формуле (6,2):

I_p11’’= P_p11’ / (1,733*U_ном)

I_p11’’= 2049/ (1,733*10) = 118,44A

Определяем сечение жил кабеля по экономической плотности тока Jэ=1,2

F_p11’’ = I_p12 / 1,2 = 118,44/1,2= 98,7мм²

принимаем ближайшее стандартное сечение жил кабеля ААШв (3120) по4.124

при I_доп=240А, R_o=0,258 Ом/км C_ко= 3,08 у.е.

Ток в линии W11’ при обрыве линии W11’’ наибольший и составляет:

I_a= (P_р3 + P_р6+ P_р7+ P_р9 + P_р23 + P_р24)/1,73*U_ном

I_a=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/1,73*10=4098/1,73*10 = 236,9А

Активное сопротивление кабеля при длине линии W11’ по плану (рис.8,1) L₁₂=200м:

R_11’= L₁₂* R_o=200*0,258 *10^-3 = 0,0516 Ом

Стоимость кабеля при удельной стоимости 1м С_{к о} = 3,08 у.е.

С_к11’ = 200*3,08*10^-3 = 0,616 тыс.у.е.

Стоимость потерь электроэнергии в кабеле:

Сп_11’=3*118,44²*0,0516*0,015*4477*10^-6=0,146 тыс.у.е.

Общие приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию кабельной линии с учетом стоимости потерь энегии в ней при n=1 определим по формуле (6,1)

З₁₁ = (0,125+0,043+0,02)*0,616 + 3*118,44²*(0,258*200)*0,015*4477*10^-6= 0,262 тыс.у.е.

Рассчитаем аналогично все остальные кабели в этом варианте и все остальные варианты схемы электроснабжения и занесем результаты в табл. 8.1, 8.2, 8.3.Определим наиболее экономичный вариант, сравнивая стоимость узлов по вариантам.

Как видно из расчета, наиболее экономичным является 1-ый вариант состоящий из узлов:

Узел1 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=1,093 тыс.у.е./год

Узел2 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,565 тыс.у.е./год

Узел3 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,481 тыс.у.е./год

Узел4 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,77 тыс.у.е./год

Таким образом, оптимальным является первый вариант внутреннего электроснабжения,

С суммарными приведенными затратами:

З= 2,909 тыс.у.е.

Для оптимального варианта схемы электроснабжения проведем подсчет затрат на прокладку кабельных линий по участкам, в зависимости от количества кабелей в одной укладке – n (шт), проложенных в траншее или по помещению, и взависимости от длины прокладки линии – L (м). Учитываем что удельная стоимость одного километра линии различается по количеству кабелй в ней, и приведена в таблице для каждого числа кабелей(n) в отдельности. Например: для n = 1 Суд=1,27 тыс.у.е./км

Удельные стоимости прокладки кабельных линий взяты в соответствии с 4.130

Приведенные затраты на прокладку кабельных линий составят:

З_ПРОКЛ= 0,125*5,62254 = 0,703 тыс.у.е.

Таким образом схема внутреннего электроснабжения на напряжении Uн=10кВ более экономически выгодна чем при напряжении Uн=6кВ,что видно из таблиц 8,4 и 8,5

Однако определяющим фактором в окончательном выборе являются:

а) приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки в

варианте сети на 10 кВ (отсутствуют в сети 6 кВ),

б) приведенные затраты на линиию W*ГПП-ЦРП при 10 и 6 кВ длинной L=1,5 км

в) приведенные затраты на линии питающие ВВ нагрузку

7.2 Расчет приведенных затраты на ТП 10/6 кВ

Определим минимальные приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки

Проанализируем два варианта питания трансформаторами 10/6 кВ разной мощности

Намечаем два типоразмера трансформаторов S_ном =1600 кВА и S_ном =2500 кВА:

Вариант 1. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х1600,

питающих цеха №20 Р_уст=1440 кВт, №21 Р_уст=1260 кВт.

С учетом коэффициента спроса, в соответствии с расчетом нагрузки завода суммарная расчетная мощность составит (по таблице 4.1) - Р_р=2160кВт

Вариант 2. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х2500кВА при Р_р=2160кВт

Данные которых, определенные аналогично п.7,.приведем в таблице 8.7

Таблица 8.7. Справочные данные трансформаторов

Технико-экономическое сравнение варианта №1

Номинальные мощности трансформаторов определим из следующих выражений[2]

Sном Р_р/1,4; (8.5)

Принимаем к установке следующие трансформаторы:

Т1,Т2: ТМ-1600/10 P_х=3,3 кВт, P_к=18,0 кВт, u_к=5,5%, i_о=1,3%, К_Т1=3,2 тыс.у.е.

Потери мощности и энергии в трансформаторах за год по (5.7)-(5.9):

Q_х=1600*1,3/100= 20,8 квар, Q_к =1600*5,5/100= 88 квар;

= 3,3+0,05*20,8= 4,34кВт, =18+0,05*88= 22,4 кВт,

К_з=2160 / 3200 = 0,675

ΔР₁₆₀₀= 4,34+0,675²*22,4 = 14,546 кВт.

Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов:

ΔР₁= 2*14,546 = 29,092 кВт.

Потери электроэнергии в трансформаторах за год:

W₁= 2*4,34*8760+2*0,675²*14,546*4477=1,354 *10⁵ кВт*ч,

Стоимость потерь электроэнергии при стоимости потерь 1 кВт*ч с₀=0,015 у.е./кВт*ч:

С_п1=0,015*1,354*10⁵= 2,031 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение:

К₁ = 2*К_Т = 2*3,2 = 6,4 тыс.у.е.,

Суммарные годовые затраты по первому варианту (ф-ла 5.10):

З₁= (0,125+0,064+0,03)6,4+ 2,031 = 3,433 тыс.у.е.

Технико-экономическое сравнение варианта №2

Таким образом принимаем к установке 2 одинаковых трансформатора по табл.8.1:

Т1, Т2: ТМ-2500/10 P_х=4,6 кВт, P_к= 23,5кВт, u_к=5,5%, i_о=1%, К_Т1= 4,6 тыс.у.е.,

Потери мощности и энергии в трансформаторах за год:

Q_х= 2500*1/100 = 25 квар, Q_к=2500*5,5/100 = 137,5 квар;

= 4,6+0,05*25 = 5,85 кВт, =23,5+0,05*137,5 = 30,375 кВт,

Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов найдем по формуле:

К_з,2 = 2160 / (2*2500) = 0,432

ΔР₂₅₀₀ = 5,85+0,432²*30,375 = 11,519 кВт.

ΔР₁= 2*11,519 = 23,029 кВт.

Потери электроэнергии в трансформаторах за год:

W₂= 2*(5,85*8760 +0.432² *30,375 * 4477) = 1,533 *10⁵ кВт*ч,

Стоимость потерь электроэнергии:

С_п2=0,015*1,533 *10⁵= 2,3 тыс.у.е./год,

Общие капиталозатраты на сооружение:

К₂ = 2*К_Т= 2*4,6 = 9,2 тыс.у.е.,

Суммарные годовые затраты по второму варианту:

З₂= (0,125+0,064+0,03)9,2+ 2,3 = 4,315 тыс.у.е./год

Таким образом, сравнивая приведенные затраты двух вариантов:

З₁= 3,433 тыс.у.е., З₂=4,315 тыс.у.е. /год,

Приходим к выводу, что второй вариант 21600кВА является наиболее экономичным

Для питания высоковольтной нагрузки определяем два трансформатора ТМ-1600/10.

Таким образом, приведенные затраты на ТП10/6кВ для питания высоковольтной нагрузки составят:

З_{10/ 6} = 3,433 тыс.у.е.

7.3 Расчет приведенных затрат на кабельные линии питающие предприятие и высоковольтную нагрузку при напряжении “6кВ” и ”10кВ”

Аналогично пункту 6 проведем расчет в табличной форме для вариантов 6 и 10 кВ:

Суммарная потребляемая мощность завода с учетом компенсации реактивной мощности на низкой стороне с учетом потерь мощности в распределительной сети согласно табл.4.1 Р_з =14548,1 кВт

Высоковольтная нагрузка получает питание непосредственно от ЦРП, либо посредством понижающей подстанции ТП5 10/6 кВ, расположенной вблизи ЭП №20, №21

Определение аварийной токовой нагрузки кабельной линии W14 ГПП-ЦРП затрудительно так как сложно оценить одновременный выход из строя нескольких из шести кабелей, состовляющих линию.

Сведем результаты расчета пункта 8 в таблицу 8.9:

Таблица 8.9. Результаты сравнения затрат для вариантов ”6кВ” и “10 кВ”

Как видно из расчета, выполнение сети на напряжение Uн=10кВ значительно дешевле. Таким образом признаем экономичным вариант “10 кВ” при суммарных приведенных затратах: З₁₀= 21,132 тыс.у.е.

7.4 Технико-экономический расчет по оптимальному варианту

Воспользуемся результатами расчета по выбору сечений кабельных линий по оптимальному варианту (табл. 8,4) и проведем технико-экономическое сравнение сечений с целью определения минимума затрат(рис. 8,4), взяв из расчета значения токов и длин линий, на примере кабельной линии W1.

Расчет проведем в соответствии с методикой, приведенной в 5,59Результаты расчета занесем в таблицу 8,10

По табл 8,4 - I_p12’’ = 36A, L = 380 м

Найдем приведенные затраты на линию по формуле (3,1) для нескольких стандартных сечений жил начиная с F = 25мм² (F=(325) I_доп=90А, R_o=1,24 Ом/км C_ко=1,76у.е.)

- приведенный допустимый ток по формуле:

I’_доп1 = 0,9 I_доп1 (8,7)

I’_доп1= 0,9 *90 =81 A

- потери активной мощности в линии при действительной нагрузке по формуле:

P₁ =3 (I’_доп1)² R_o1 L₁ (Кз₁)² (8,8)

P₁ =3 (81)² 1,24 380 (0,4)²*10^-6= 1,484 кВт

- потери электроэнергии в линии по формуле: