4.6 Технико-экономические показатели схемы внешнего электроснабжения

Годовые приведенные затраты находятся по формуле:

, (4.35)

где Е_i– общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента Ен=0,12, отчислений на амортизацию Е_Аi, и расходов на обслуживаниеE_0i.

. (4.36)

Коэффициент Е_iможет быть определен по /1, табл. 2.23/.

где К_i– сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых элементов, определяется по /7,8/.

С_Э– стоимость годовых потерь электроэнергии.

У – народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения, определяется для вариантов, неравноценных по надежности.

Стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

, (4.37)

где А_Т– потери электроэнергии в трансформаторах ГПП,;

А_Л– потери электроэнергии в линии,;

С₀` – удельная стоимость потерь электроэнергии, руб/.

, (4.38)

где =7107,6 руб/– основная ставка тарифа;

=0,606руб/– стоимость 1электроэнергии;

К_М=Р_Э/Р_М– отношение потерь активной мощности предприятияР_Эв момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерямР_Мактивной мощности предприятия; для трубопрокатного завода можно принять К_М=0,65;

 – поправочный коэффициент, для 35 кВ =1,05.

руб/.

Результаты расчета экономических показателей схемы внешнего электроснабжения напряжением 35 кВ сведены в таблицу 4.4.

Таблица 4.4 – Экономические показатели схемы внешнего электроснабжения

Наименование оборудования	Единица измерения	Количество	Стоимость единицы, тыс. руб.	Капиталовложения К, тыс. руб.	Отчисления Е, о. е./год	Затраты КЕ, тыс. руб./год	Потери электроэнергии, кВт ч/год	Стоимость потерь электро-энергии, Сэ, тыс. руб./год
Разъединитель РДЗ-2-35-1000 УХЛ1	шт	12	29,8	357,6	0,19	69,0
Разъединитель РДЗ-1-35-1000 УХЛ1	шт	18	29,8	536,4	0,19	103,5
Выключатель ВГБЭ-35-12,5-630 У1	шт	4	460	1840	0,19	355,1
ОПН-У -35/38,5 УХЛ1	шт	6	13,6	81,6	0,19	15,7
Трансформатор ТДНС-10000/35	шт	2	5000	10000	0,19	1930,0	308159	817,6
Трансформатор тока ТФЗМ-35Б-I-600-5 У1	шт	6	250	1500	0,19	289,5
Двухцепная ВЛ 35 кВ на железобетонных опорах	км	8	455	3640	0,15	553,3	329505	874,2
Всего по варианту				17956		3316	637664	1692

Годовые приведенные затраты:

З = 3316 + 1692=5008тыс.руб/год.

4.7 Вариант с напряжением внешнего электроснабжения 110 кВ

Рисунок 4.3 – Схема внешнего электроснабжения предприятия на

напряжение 110 кВ

4.8 Потери электроэнергии в силовых трансформаторах гпп

Потери мощности в трансформаторах (4.1;4.2):

кВт.

квар.

Потери электрической энергии в трансформаторах (4.3):

.

4.9 Расчет линии электропередачи от районной подстанции энергосистемы до гпп предприятия

Нагрузка в начале линии (4.5):

кВА.

Расчетный ток одной цепи линии напряжением 110 кВ (4.6):

А.

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии) (4.7):

А.

Сечение проводов линии находим по экономической плотности тока (4.8):

мм².

Выбираем провод марки АС-70/11, длительно допустимый ток согласно /4/ Iдоп=265 А, удельные сопротивления r₀=0,428 Ом/км, х₀=0,444 Ом/км (табл. 7-38 /5/).

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:

I_ДОП=265 А > I_П=64 А.

Потери активной энергии в проводах линии за год (4.9):

.