Технико-экономический расчет выбора напряжений и схем внутризаводского электроснабжения

После определения электрической нагрузки и установления категории надежности потребителя намечаются возможные варианты электроснабжения с питанием кабельными или воздушными линиями различных напряжений. Окончательный выбор одного из вариантов определяется равнением технико-экономических показателей. Обычно рассматриваются два-три варианта с выявлением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных расходов, расходов цветного металла, суммарных затрат.

Капитальные затраты на сооружение кабельных и воздушных линий определяются по укрупненным показателям стоимости сооружения 1 км линии и стоимости оборудования отдельных элемента проектируемой системы электроснабжения (трансформаторов, коммутационной, защитной и измерительной аппаратуры в компактном исполнении).

Ежегодные эксплуатационные расходы

(16.1)

годовые издержки производства

 

(16.1а)

где с—удельная стоимость потерь электроэнергии; AW—годовые потери энергии; pa. po — соответственно отчисления на амортиза­цию и капитальный ремонт, текущий ремонт и обслуживание (табл. 4.1); К — капитальные затраты, идущие на сооружение объекта электроснабжения; Сп, Са, Со — стоимость потерь, амортизации я обслуживания; Ип. И». Ио. И, — годовые издержки потерь, амор­тизации, обслуживания и отключений.

Стоимость электроэнергии определяется расчетной себестоимостью электроэнергии, вырабатываемой энергосистемой или промышленной электростанцией [24]. Отчисления, идущие на амортиза­цию, ремонт и обслуживание, приведены в табл. 16.1. При этом процент на амортизацию устанавливается таким, чтобы к концу срока службы линии или оборудования полностью окупились расходы, затраченные на их установку. Так, если установлен срок службы оборудования 20 лет, то процент на амортизацию составит 100/20= 5%.

Таблица 16.1.

Наименование объекта сети	Отчисления, %
на амортизацию и капитальный ремонт	на текущий ре­ монт и обслу­ живание	всего
Воздушные линии, устанавливаемые на деревянных опорах с железобетонными пасынками Воздушные линни, устанавливаемые ня железобетонных и металлических опорах Кабельные линии до 10 кВ, прокладываемые в земле Электрооборудование, установленное на подстанциях	5,3     3,5   3,0   6,3	1,0     0,5   1.5   1,0	6.3     4,0   4,5   7,3

 

Себестоимость передачи 1 кВт-ч электроэнергии (кон/(кВт-ч) ]

(16.2)

где W, С_эл — количество и стоимость электроэнергии за год.

 

В соответствии с принятыми номинальными напряжениями ли­ний энергосистем электроэнергия может передаваться и распре­деляться:

от энергосистемы до ГПП предприятия напряжением 110— 220 кВ с понижением на ГПП до 35, 20, 10 и 6 кВ;

. от энергосистемы напряжением 35 кВ с распределением электроэнергии внутри предприятия тем же напряжением;

от энергосистемы до ГПП предприятия напряжением 35 кВ (на ГПП напряжение понижается и распределяется на 20, 10, 6 кВ);

от энергосистемы напряжением 20, 10, 6 кВ с распределением электроэнергии внутри предприятия теми же напряжениями.

Для определения технико-экономических показателей намечается схема внешнего электроснабжения рассматриваемого варианта. Аппаратура и оборудование намечаются ориентировочно исходя предварительно определяют по экономической плотности тока:

(16.3)

Экономическое сечение jэк проверяется на нагрев расчетным током, допустимую потерю напряжения и возможность появления короны. При этом выбирают сечение проводов, удовлетворяющее перечисленным условиям.

Трансформаторы выбирают по расчетной мощности и значению напряжения рассматриваемого варианта.

Эксплуатационные расходы (С) складываются из стоимости потерь Сп и амортизационных отчислений Са (см. табл. 16.l). При этом стоимость издержек на обслуживание Со (или Ио) обычно не учитывается, так как она мало влияет на технико-экономические показатели сравниваемых вариантов схем электроснабжения. Стоимость потерь С„ = СDРТ (DР— суммарные потери мощности в линиях и трансформаторах; Г — число часов работы предприятия в год).

Потери в линии

(16.4)

где DР_ном — удельные потери при номинальной загрузке линии; k_з = I_раc/I_доп — коэффициент загрузки линии по току; Dр — потери мощности; l—длина линии

Потери в трансформаторах: реактивные потери х.х.

(16.5)

реактивные потери к.з.

(16.6)

Приведенные потери активной мощности к.з. в меди

где k_эк — коэффициент потерь, называемый также экономическим эквивалентом реактивной мощности (см. §'•2.7). Приведенные потери активной мощности х.х.

 

(16.7)

Полные приведенные потери а трансформаторах

(16.8)

где п — число трансформаторов; k, = b= S/S_ном.т — коэффициент загрузки трансформатора.

Стоимость амортизационных отчислений

(16.9)

где р_о p_т и р_л — амортизационные отчисления на оборудование, трансформаторы и линии по табл. 16.l; К_o. K_т. К_л—стоимость обо­рудования, трансформаторов и линии.

Масса провода

, (16.10)

где m – масса 1 км провода; l – длина линии.

Суммарные затраты

_з , (16.11)

где С – суммарная стоимость потерь и амортизационных отчислений; К_з – капитальные затраты при нормативном коэффициенте амортизации, равном 12,5%.

Из рассматриваемых вариантов выбирается наиболее рациональный в техническом и экономическом отношения.