Принимаем КП =1, так как условия прокладки нормальные, проверим выполнение условия (6.12):
159 А > 94,108
1 = 94,108 А.
Условие выполняется, следовательно выбираем окончательно для прокладки кабель АПвП 3х50-10 с IДОП = 159 А.
Выбор кабелей, питающих остальные ТП, производится аналогично.
Результаты расчетов сводим в таблицы 6.3 и 6.4.
Таблица 6.3 – Результаты выбора сечений кабелей для первого варианта
Линия Iрл, А IРА
(Iном), А
Сечение кабеля ,мм2
Марка и сечение кабеля
Iдоп , А По
экономическ ой плотности
тока
По допустим
ому нагреву
Л1 172,068 286,779 95 120 АПвБП 3х120-10 265 Л2 172,068 286,779 95 120 АПвБП 3х120-10 265
Л3 86,670 94,108 50 35 АПвП 3х50-10 159
Л4 30,718 36,373 35 35 АПвП 3х35-10 151
Л5 61,855 123,71 35 35 АПвП 3х35-10 151
Л6 61,855 123,71 35 35 АПвП 3х35-10 151
Л7 111,560 115,47 70 35 АПвП 3х70-10 196
Л8 58,869 57,735 35 35 АПвП 3х35-10 151
Таблица 6.4 – Результаты выбора сечений кабелей для второго варианта
Линия Iрл, А IРА
(Iном), А
Сечение кабеля ,мм2
Марка и сечение кабеля
Iдоп, А По
экономическ ой плотности
тока
По допусти
мому нагреву
Л1 171,988 286,646 95 120 АПвБП 3х120-10 265 Л2 171,988 286,646 95 120 АПвБП 3х120-10 265
Л3 86,521 94,108 50 35 АПвП 3х50-10 159
Л4 51,488 57,735 35 35 АПвП 3х35-10 151
Л5 61,855 123,71 35 35 АПвП 3х35-10 151
Л6 61,855 123,71 35 35 АПвП 3х35-10 151
Л7 111,56 115,47 70 35 АПвП 3х70-10 196
Л8 58,869 57,735 35 35 АПвП 3х35-10 151
затрат:
Зi = ЕН ⋅ Кi+ Иi → 𝑚𝑖𝑛, (6.15) где Кi – капитальные вложения, тыс. руб.;
Иi – эксплуатационные расходы (издержки), тыс. руб./год;
Ен – нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности, равный 0,1;
i – номер варианта (i=1;2).
Капиталовложения в объект проектирования рассчитываются по формуле:
К =Коб +Кпр+Ксмр +Кпнр, (6.16) где Коб, Кпр, Ксмр, Кпнр – соответственно стоимости оборудования, проектных, строительно-монтажных и пусконаладочных работ, тыс. руб.
Величины Кпр, Ксмр и Кпнр можно определить, используя сборники ресурсно-сметных норм проектно-изыскательских, строительно-монтажных и пусконаладочных работ соответственно, с учетом поправочных коэффициентов по каждому виду работ. Для облегчения технико-экономических расчетов приближенно можно принять: стоимость проектных работ – до 10% от стоимости строительно-монтажных работ; стоимость строительно-монтажных работ – 25-30% от стоимости оборудования; стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости оборудования.
Следовательно, капиталовложения в проектируемый объект в упрощенном виде:
об 1,1 (0,25 0,3) об (0,03 0,05) об
= + +
К К К К ; (6.17)
(1,305 1,38) об
=
К К .
Капитальные вложения в электрооборудование напряжением выше 1 кВ определяем по выражению:
об = ТП+ КУ + РП + Л
К К К К К , (6.18) где КТП – капитальные вложения в трансформаторные подстанции, тыс. руб.;
КУК – капитальные вложения в конденсаторные установки, тыс. руб.;
КРП – капитальные вложения в ячейки РП, тыс. руб.;
КЛ – капитальные вложения в кабельные линии, тыс. руб.
ТП ТП
=1
= n i i
К К , (6.19) где КТПi –капитальные вложения в i-ую ТП, тыс. руб;
n – количество ТП;
КУ =1 КУ
=
n ii
К К , (6.20)
где ККУi – капитальные вложения в i-ую КУ, тыс. руб.;
n – количество установок;
РП Я
=1
= n i
К i К , (6.21) где КЯ i – капитальные вложения в i-ую ячейку РП, тыс. руб.;
n – количество ячеек;
Л==1 о
n
i i
i l
К К , (6.22) где Ко i – удельная стоимость 1 км i-го кабеля, тыс. руб./км;
li – длина i-го кабеля, км;
n – количество кабельных линий.
Ежегодные издержки, связанные с эксплуатацией электрооборудования и сетей, определяем как:
ам экс пот
= + +
И И И И , (6.23) где Иам – амортизационные отчисления, тыс. руб.;
Иэкс – эксплуатационные расходы, тыс. руб.;
Ипот – стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.
Составляющие издержек:
ам ам
1
100 ;
n i
i i
И K
=
=
(6.24)
экс экс 1
100 ;
n i
i i
И K
=
=
(6.25)пот год ср,
И = W (6.26) где αамi – норма амортизационных отчислений для i-го оборудования, %, для кабельных линий 10 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена αАМ = 5%, а для силового электротехнического оборудования αАМ = 4,4%;
αэкс i – норма эксплуатационных расходов для i-го оборудования, %, для кабельных линий 10 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена αЭКС = 2%, а для силового электротехнического оборудования αЭКС = 3%;
∆WГОД – годовая величина потерь энергии, кВт.ч;
βCР – средний тариф платы за 1 кВт.ч, руб./кВт.ч.
ср = +
max
a b
T , (6.27) где а – основная ставка тарифа за 1 кВт заявленной максимальной мощности по [13], а = 30,08196 руб./кВт.мес по [];
b – дополнительная ставка за 1 кВт.ч электроэнергии, учтенной расчетным счетчиком на стороне первичного напряжения по [13], b = 0,25439 руб./кВт.ч;
Тmax – время использования максимума нагрузки предприятия, ч, для завода холодильных агрегатов, работающего в две смены - Тmax = 4000 ч.
Стоимость трансформаторов принимаем по [14] и [15]. Расчеты производятся в белорусских рублях, с учетом курса: 1 RUB = 0,037 BYN.
Ячейки РП, количество ТП однотрансформаторных и двухтрансформаторных для первого и второго вариантов изображены на рисунках (6.2 и 6.4), тогда по (6.19) получаем капитальные вложения в трансформаторные подстанции для первого и второго вариантов. Результаты сводим в таблицу 6.5.
Таблица 6.5 – Капитальные вложения в оборудование предприятия
№
цеха Название Марка
тр-ров
Кол-во тр-ров
Ктрi, тыс. руб.
Ктр, тыс. руб.
Вариант 1
8 Испытательный цех ТМГ33-630 1 11,88 11,88 2+7,
4+3+
9, 5+6
Участок сборки №1, Склад сырья, Окрасочный цех, Цех упаковки,
Склад готовой продукции, Административный корпус, РМЦ
ТМГ33-1000 3 17,490 52,47 1 Гальванический цех ТМГ33-1250 2 23,76 47,52
Суммарное значение 6 111,87
Вариант 2
2 Участок сборки №1 ТМГ33-630 1 11,88 11,88 4+3+
9, 5+6, 8+7
Окрасочный цех, Цех упаковки, Склад готовой продукции, Административный корпус, РМЦ, Испытательный цех, Склад
сырья
ТМГ33-1000 3 17,49 52,47
1 Гальванический цех ТМГ33-1250 2 23,76 47,52
Суммарное значение 6 111,87
Стоимость конденсаторных установок принимаем по [16]. Расчет капитальных вложений в конденсаторные установки для рассматриваемых вариантов схем электроснабжения сводим в таблицу 6.6.
Таблица 6.6 – Капитальные вложения в конденсаторные установки
№
цеха Название Тип
батарей
Кол-
во КУi К , тыс. руб.
ККУ, тыс. руб.
1 2 3 4 5 6
Вариант 1
1 Гальванический цех АКУ 0,4-
240-20У3 2 6,727 13,453 2+7 Сварочный цех, Сборочный цех АКУ 0,4-
280-20У3 1 6,912 6,912 4+3+9 Окрасочный цех, Штамповочный
цех, Склад готовой продукции
АКУ 0,4-
275-25У3 1 6,875 6,875 5+6 Административный корпус, РМЦ АКУ 0,4-
260-20У3 1 6,801 6,801
8 Испытательный цех АКУ 0,4-
150-10У3 1 4,588 4,588
Суммарное значение 38,628
Вариант 2
1 Гальванический цех АКУ 0,4-
240-20У3 2 6,727 13,453
2 Сварочный цех АКУ 0,4-
175-25У3 1 5,069 5,069
Продолжение таблицы 6.6
1 2 3 4 5 6
4+3+9 Окрасочный цех, Штамповочный цех , Склад готовой продукции
АКУ 0,4-
275-25У3 1 6,875 6,875 5+6 Административный корпус, РМЦ АКУ 0,4-
260-20У3 1 6,801 6,801 8+7 Испытательный цех, Сборочный
цех
АКУ 0,4-
260-20У3 1 6,801 6,801
Суммарное значение 38,998
Ориентировочные стоимости вводных, секционных и линейных камер типа КСО-210 составляют соответственно 10,106 тыс. руб. и эта стоимость состоит из стоимости вакуумного выключателя - 7,326 тыс. руб [17], стоимости разъединителя - 0,823 тыс. руб. [18] и стоимости корпуса камер КСО-210 - 1,957 тыс. руб. [19]. Капитальные вложения в ячейки РП для обоих вариантов по (6.21):
𝐾РП1 = 10,106 ∙ 7 = 70,741 тыс. руб. ; 𝐾РП2 = 10,106 ∙ 7 = 70,741 тыс. руб..
Сечения жил кабеля берем из таблиц (6.3), (6.4). Cтоимость 1 км кабеля и его прокладки принимаем по [20]. Результаты расчета капвложений в КЛ сводим в таблицу 6.7.
Таблица 6.7 - Капитальные вложения в кабельные линии
Вариант 1 Вариант 2
№
КЛ L, км F, мм2
Коi тыс.
руб/км
Кл
тыс.руб L, км F, мм2
Коi тыс.
руб/км
Кл тыс.руб Л1 1,2 120 39,034 42,937 1,2 120 39,034 42,937 Л2 1,2 120 39,034 42,937 1,2 120 39,034 42,937 Л3 0,092 50 14,099 1,304 0,0925 50 14,099 1,304 Л4 0,15 35 10,304 1,546 0,15 35 10,304 1,546 Л5 0,01 35 10,304 0,103 0,01 35 10,304 0,103 Л6 0,01 35 10,304 0,103 0,01 35 10,304 0,103 Л7 0,077 70 22,777 1,754 0,077 70 22,777 1,754 Л8 0,231 35 10,304 2,375 0,2305 35 10,304 2,375
Л1
К 93,058
КЛ2 93,058Капитальные вложения в электрооборудование напряжением выше 1 кВ определяем по выражению (6.18) для каждого варианта:
𝐾об1 = 111,87 + 38,628 + 70,741 + 93,058 = 314,297 тыс. руб. ; 𝐾об2 = 111,87 + 38,998 + 70,741 + 93,058 = 314,667 тыс. руб. ;
Следовательно, капиталовложения в проектируемый объект согласно (6.17) для рассматриваемых вариантов схем составят:
К1 =314,297∙1,35=424,301 тыс. руб., К2 =314,667∙1,35=424,801 тыс. руб..
Для определения ежегодных издержек необходимо определить годовую величину потерь электроэнергии по формуле:
год т л КУ
1 1
= =
=
n i+
m i + i j
W W W W , (6.28) где Wтi– годовые потери электроэнергии в i-ом трансформаторе, кВт.ч;
Wлi– годовые потери электроэнергии в j-ой кабельной линии, кВт.ч;
WКУ– годовые потери электроэнергии в БНК предприятия, кВт∙ч;
,
n т – соответственно количество трансформаторов и кабельных линий.
Потери активной энергии в трансформаторах, кВт :
2
т хх в к т
W = Р Т + Р , (6.29) где TВ – число часов работы трансформаторов в году, TВ =8760 ч;
- время максимальных потерь, определяется по формуле:
2
0,124 4 8760.
10
= + Тmax
(6.30) Годовые потери электроэнергии в установках БНК:
КУ = у НК РК
W p Q Т , (6.18) где pу – удельные потери активной мощности в БНК, pу =0,004 кВт / квар;
ТРК– число часов работы КУ в год, ТРК =8760 ч.
Годовые потери в линиях электропередач:
р
2
2 3 3
л 3 р 0 10− 2 0 10−
= = S
W I r l r l
U , (6.31) где IР – расчетный ток линии, А;
ro – удельное активное сопротивление линии, Ом/км;
l – длина линии, км.
Удельное сопротивление ro для различных сечений жил кабелей принимаем по [4 табл. П3.20].
Покажем пример расчета потерь в трансформаторе и линии, результаты расчетов занесем в таблицы 6.8-6.10.
Определяем время максимальных потерь по формуле (6.30):
𝜏 = (0,124 +4000
104 ) ∙ 8760 = 2405 ч.
По формуле (6.29) определим активные потери энергии в трансформаторе ТП1:
∆𝑊т = 1,33 ∙ 2 ∙ 8760 + 13,1 ∙ 0,7262∙ 2405 = 39900,406 кВт ∙ ч.
Аналогично рассчитаем потери в остальных трансформаторах.
Результаты расчета для двух вариантов занесем в таблицы 6.8 и 6.9.
Таблица 6.8 - Расчёт потерь энергии в трансформаторах (1 вариант)
№ ТП Тип и мощность
тр-ра, кВ∙А NТ PХХ, кВт
PК,
кВт βт Wт, кВтч 1 ТМГ33-1250/10 2 1,33 13,1 0,726 39900,406 2 ТМГ33-1000/10 1 0,955 9,54 0,783 22443,842 3 ТМГ33-1000/10 1 0,955 9,54 0,639 17729,988 4 ТМГ33-1000/10 1 0,955 9,54 0,721 20290,521 5 ТМГ33-630/10 1 0,68 6,135 0,690 12990,291
Итого 113355,048
Таблица 6.9 - Расчёт потерь энергии в трансформаторах (2 вариант)
№ ТП Тип и мощность
тр-ра, кВ∙А NТ PХХ, кВт
PК,
кВт βт Wт, кВтч 1 ТМГ33-1250/10 2 1,33 13,1 0,726 39900,406 2 ТМГ33-630/10 1 0,68 6,135 0,78 14943,079 3 ТМГ33-1000/10 1 0,955 9,54 0,639 17729,988 4 ТМГ33-1000/10 1 0,955 9,54 0,721 20290,521 5 ТМГ33-1000/10 1 0,955 9,54 0,725 20412,922
Итого 113276,916
Потери энергии в трансформаторах для второго варианта будут такими же.
По формуле (6.18) определим годовые потери электроэнергии в установках БНК для обоих вариантов:
∆𝑊КУ1 = 0,004 ∙ 1445 ∙ 8760 = 50632,8 кВт ∙ ч;
∆𝑊КУ2 = 0,004 ∙ 1450 ∙ 8760 = 50808 кВт ∙ ч;
По формуле (6.31) определим годовые потери энергии в линии Л1:
∆𝑊л = 3 ∙ 172,0682 ∙ 0,325 ∙ 1,1 ∙ 10−3 ∙ 2405 = 76376,863 кВт ∙ ч.
Определим потери в линиях для двух вариантов схемы и занесем полученные результаты в таблицу 6.10.
Таблица 6.10 - Расчёт потерь энергии в кабельных линиях
Вариант №1 Вариант №2
№
КЛ L, км ro, Ом/км F, мм2 Iр,А WЛ,
кВтч L, км ro, Ом/км F, мм2 Iр,А WЛ, кВтч Л1 1,2 0,325 120 172,068 76376,863 1,2 0,325 120 171,988 76305,929 Л2 1,2 0,325 120 172,068 76376,863 1,2 0,325 120 171,988 76305,929
Л3 0,093 0,822 50 86,67 4121,355 0,093 0,822 50 86,521 4107,156
Л4 0,15 1,113 35 30,718 1136,757 0,15 1,113 35 51,488 3193,680
Л5 0,01 1,113 35 61,855 307,278 0,01 1,113 35 61,855 307,278
Л6 0,01 1,113 35 61,855 307,278 0,01 1,113 35 61,855 307,278
Л7 0,077 0,568 70 111,56 3927,761 0,077 0,568 70 111,56 3927,761
Л8 0,2305 1,113 35 58,869 6415,408 0,2305 1,113 35 58,869 6415,408
Итого 168969,564 Итого 170870,42
По формуле (6.27) находим средний тариф платы за 1 кВт.ч энергии:
𝛽ср = 30,08196 ∙ 12
4000 + 0,25439 = 0,345 руб./кВт ∙ ч.
Определяем годовую величину потерь электроэнергии по формуле (6.28) для обоих вариантов:
∆𝑊год1 = 113355,048 + 168969,564 + 50632,8 = 332957,412 кВт ∙ ч;
∆𝑊год2 = 113276,916 + 170870,42 + 50808 = 334955,335 кВт ∙ ч.
По формулам (6.24) – (6.26) определяем издержки для 1-го и 2-го вариантов:
Иам1 = 4,4
100∙ (111,87 + 38,63 + 70,74) + 5
100∙ 93,06 = 14,387 тыс. руб. ; Иэкс1 = 3
100∙ (111,87 + 38,63 + 70,74) + 2
100∙ 93,06 = 8,498 тыс. руб. ; Ипот1 = 0,345 ∙ 332957,412
1000 = 114,749 тыс. руб. ; Иам2= 4,4
100∙ (111,87 + 39 + 70,74) + 5
100∙ 93,06 = 14,404 тыс. руб.;
Иэкс2 = 3
100∙ (111,87 + 39 + 70,74) + 2
100∙ 93,06 = 8,509 тыс. руб. ; Ипот2 = 0,345 ∙ 334955,335
1000 = 115,438 тыс. руб. ; Найдем суммарные издержки по (6.23):
И1 = 14,387+8,498+114,749=137,635 тыс. руб.;
И2 = 14,404+8,509+115,438=138,351 тыс. руб..
По (6.15) определяем приведенные затраты:
З1=0,1∙424,301+137,635=180,065 тыс.руб.;
З2=0,1∙424,801+138,351=180,831 тыс.руб..
Так как разница приведенных затрат двух вариантов схем -0,424%, что менее 5%, то варианты считаются экономически равнозначными и выбор можно проводить исходя из технологического удобства. Следовательно, для дальнейших расчетов принимаем 1 вариант схемы электроснабжения, представленный на листе 3 графической части дипломного проекта.