2.2 Расчет внешнего электроснабжения

Зная пе­ре­да­вае­мую мощ­ность и рас­стоя­ние от ис­точ­ни­ка пи­та­ния до за­во­да, по формуле Никогосова С.Н. определяется нестандартное рациональное напряжение для данных параметров:

,

где Р-передаваемая мощность, МВт (активная нагрузка на VI уровне);

Р = 9615,3кВт=9,6 МВт

L- длина линии от подстанции системы до ГПП завода;

L=8 км

Для принятия схемы внешнего электроснабжения на­ме­ча­ем сле­дую­щие ва­ри­ан­ты на­пря­же­ний пи­таю­щих линий:

Ва­ри­ант 1. Элек­тро­энер­гия до ГПП за­во­да пе­ре­да­ёт­ся на­пря­же­ни­ем 110 кВ

Ва­ри­ант 2. Элек­тро­энер­гия до ГПП за­во­да пе­ре­да­ёт­ся на­пря­же­ни­ем 35 кВ

Для ка­ж­до­го из при­ня­тых ва­ри­ан­тов вы­би­ра­ют­ся вы­со­ко­вольт­ные ап­па­ра­ты и се­че­ние пи­таю­щих ли­ний, тип транс­фор­ма­то­ров свя­зи с энер­го­сис­те­мой.

Ва­ри­ант 1

Расчет токов короткого замыкания

Принимаем: мощность системы S_с= ∞; реактивное сопротивление системы Х_с =0

Схе­ма пи­та­ния в уп­ро­щён­ном ви­де при­ве­де­на на ри­с.2

Пред­ва­ри­тель­но вы­би­ра­ем го­лов­ные вы­клю­ча­те­ли Q₁ и Q₂, на­ме­ча­ем расчётную точ­ку ко­рот­ко­го за­мы­ка­ния КЗ К-1, за­тем со­став­ля­ем схе­му замещения для трёх­фаз­но­го КЗ в точ­ке К-1 (рис. 3) и оп­ре­де­ля­ем па­ра­мет­ры схе­мы замещения в от­но­си­тель­ных ба­зис­ных еди­ни­цах.

При­ни­маем: S_б = 600 МВА; U_б1=115 кВ

I_б1=

Для трех обмоточного трансформатора 120000 кВА напряжение КЗ: U_{к.вн-сн%}=11%;

U_{к. вн-нн%}=45%; U_{к. сн-нн}=28% (7, стр. 278).

х₁=х₂=0,5∙

34

х₃₌х₄=0

х₅=х₆=0,5∙

Суммарное реактивное сопротивление до точки КЗ К-1:

х_{∑ к-1}=(х₁+х₃)║(х₂₊х₄)=(0,7+0)║(0,7+0)=0,35

Активное сопротивление трехобмоточного трансформатора берем из (8, стр.75).

Характерное соотношение х/r для элементов электрической системы:

- для трансформаторов мощностью 60-50 МВа, х/r=20-50.

r_∑к-1=

Суммарное сопротивление до точки КЗ К-1:

Z_{∑ к-1}=

Ток в точке КЗ К-1:

I_{кз к-1}=

Если напряжение на шинах источника неизменно и мощность ответвления мала по сравнению с мощностью источника, что обычно имеет место при расчете токов КЗ в системе электроснабжения промышленных предприятий, то периодическая составляющая тока КЗ не изменяется по значению: I_п.о= I_п.τ=I_кз (9, стр. 367)

Определяем ударный ток в точке КЗ К-1:

- постоянная времени:

Т_а1=

По рис. 6.2 (2, стр. 143) находим ударный коэффициент: К_уд1=1,89

i_уд.1=К_уд.1∙∙I_{кз к-1}=1,89 ∙ ∙8,5=22,7 кА

Аппериодическая составляющая тока КЗ:

i_aτ1=, где τ = 0,01+t_откл.=0,01+0,08=0,09

Максимальное мгновенное значение полного тока наступает обычно через 0,01 с после начала процесса КЗ.

t_отк.= 0,08 с – для выключателя ВМТ-110 Б-20/1000 УХЛ1.

i_aτ1==11,98 кА

36

Тепловой импульс тока КЗ:

В_к-1=I²_п.о∙(t_отк +Т_а)=8,5²∙(0,08+26,9)=1949,3 кА²∙с

Для выбора выключателей Q₃ и Q₄, отделителей, разъединителей и короткозамыкателей находим ток КЗ в точке К-2.

Сопротивление ВЛ:

х₇=х₈=х_уд∙l∙=0,4∙8∙

r₇=r₈=r_уд∙l∙=0,42∙8∙

Суммарное сопротивление до точки КЗ К-2

х₁₁=х₇║х₈=0,145║0,145=0,073

r₅=r₁║r₂=0,1║0,1=0,05

Z_∑вл=

Z_∑к-2=Z_∑к-1+Z_∑вл =0,351+0,086=0,437

Ток КЗ в точке К-2:

I_{кз к-2}=

Определяем ударный ток в точке К-2:

- постоянная времени:

Т_а2= , где К_уд2=1,62

х_∑к-2=х_∑к-1+х₁₁=0,35+0,073=0,423

r_∑к-2=r_∑к-1+r₅=0,013+0,045=0,06

i_уд.2=К_уд.2∙∙I_{кз к-2}=1,62 ∙∙ 6,9 =15,8 кА

Аппериодическая составляющая тока КЗ:

i_aτ2===9,6 кА

где t_отк.=0,08 с – для выключателя ВМТ-110 Б-20/1000 УХЛ1

Тепловой импульс тока КЗ:

В_к-2=I²_п.о∙(t_отк +Т_а)=6,9 ²∙(0,08+7,3)=351,4 кА²∙с

Сопротивление двухобмоточного трансформатора:

х₉=х₁₀=

37

r₃=r₄=Р_к ∙∙10^-3= 58∙

Полученные данные сводим в табл. 2.10

Табл. 2.10 Значения тока короткого замыкания

Точка КЗ	Iп.о кА	Iп.τ, кА	Iкз, кА	Iр.ав, А	iуд, кА	iаτ, кА	Bк, кА2∙с
К-1	8,5	8,5	8,5	72	22,7	11,98	1949,3
К-2	6,9	6,9	6,9	72	11,8	9,6	351,4

По справочнику (5) выбираем выключатели Q₁ и Q₂, секционный выключатель QВ1

Табл. 2.11 Выбор выключателей

Выключатель: ВМТ-110 б-20/1000 УХЛ1
Каталожные данные	Условия выбора	Расчетные данные
110 кВ	Uном.≥ Uуст.	110 кВ
1000 А	Iном.≥ Iр.ав	72 А
20 кА	Iотк. ном ≥ Iп.τ	8,5 кА
ia.ном=кА где βн=15 % (по рис. 4.54 (10, стр. 296))	iа.ном =∙βн∙Iотк. ном /100≥ iа.τ условие не выполняется. Если условие Iотк. ном≥ Iп.τ соблюдается, а iа.τ>iа.ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ: ∙Iотк..ном(1+βн/100)≥(Iп.τ+iа.τ)	11,98 кА
52 кА	iвкл ≥iуд.	22,7 кА
20 кА	Iвкл.≥Iп.о	8,5 кА
20 кА	Iдин ≥ Iп.о	8,5 кА
52 кА	iдин ≥iуд	22,7 кА
1200 кА2∙с	I2терtтер ≥Вк	1949,3 кА2∙с

По справочнику (5) выбираем выключатели Q₃ и Q₄, отделители разъединители, короткозамыкатели

38

Табл. 2.12 Выбор выключателей

Выключатель: ВМТ-110 б-20/1000 УХЛ1
Каталожные данные	Условия выбора	Расчетные данные
110 кВ	Uном.≥ Uуст.	110 кВ
1000 А	Iном.≥ Iр.ав	72 А
20 кА	Iотк. ном ≥ Iп.τ	6,9 кА
ia.ном=кА где βн=15 % (по рисунку 4.54 (10, стр. 296))	iа.ном =∙βн∙Iотк. ном /100≥ iа.τ условие не выполняется. Если условие Iотк. ном≥ Iп.τ соблюдается, а iа.τ>iа.ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ: ∙Iотк..ном(1+βн/100)≥(Iп.τ+iа.τ)	9,6 кА
52 кА	iвкл ≥iуд.	11,8 кА
20 кА	Iвкл.≥Iп.о	6,9кА
20 кА	Iдин ≥ Iп.о	6,9 кА
52 кА	iдин ≥iуд	11,8 кА
1200 кА2∙с	I2терtтер ≥Вк	351,4 кА2. с

Табл. 2.13 Выбор разъединителей, отделителей, короткозамыкателей

Разъединитель: РНДЗ.1-110/1000 У1
Каталожные данные	Условия выбора	Расчетные данные
110 кВ	Uном.≥ Uуст.	110 кВ
1000 А	Iном.≥ Iр.ав	72 А
80 кА	iпр ≥iуд	11.8 кА
3969	I2терtтер ≥Вк	351.4 кА2∙с
Отделитель: ОД-110Б/1000 У1
110 кВ	Uном.≥ Uуст.	110 кА
1000 А	Iном.≥ Iр.ав	72кА
80 кА	iпр. ≥iуд	11.8 кА
2976,8 кА2∙с	I2терtтер ≥Вк	351,4 кА2∙с
Короткозамыкатель: КЗ – 110 УХЛ 1
110 кВ	Uном.≥ Uуст.	110
51 кА	iпр. ≥iуд	11,8 кА
1200 кА2∙с	I2терtтер ≥Вк	351,4 кА2∙с

Выбор ОПН.

Приняли к установке:

ОПН-110У1

ОПН-10У1

39

Расчет ВЛ 110 кВ

Расчетный ток в линии при нормальном режиме работы:

I_р==

Сечение провода: S=

Принимаем минимальное сечение провода для данного напряжения по допустимой механической прочности: АС-70.

I_доп=265 А

I_доп=265 А > I_р=36 А

В аварийном режиме работы:

I_{р. ав}=

I_доп=265 А > I_{р. ав}=72 А

Принимаемое сечение проходит по нагреву, проверим его по потере напряжения.

L_доп=L_{ΔU 1%} ∙ _ΔU_{доп %} ∙,

где L_{ΔU 1%} - длина линии на 1 % потери напряжения при полной нагрузке;

_ΔU_{доп %} = 5% - для нормального режима;

_ΔU_{доп %} = 10 % - для аварийного режима.

L_доп= 5,3∙5∙ км >L =8 км

L_доп= 5,3∙10∙ км >L =8 км

Сечение удовлетворяет допустимым потерям напряжения.

Потери мощности в линиях:

_Δ Ρ_л=_Δ Ρ_н∙К²_з∙2 L ,

где _Δ Ρ_н=125 кВт/км

К_з – коэффициент загрузки линии

К_з=

_Δ Ρ_л= 125∙0,14²∙2∙8=39,2 кВт

Потери электроэнергии в линиях

_Δ Э_{ал 1}= _Δ Ρ_л∙Т=39,2∙6800=266,6 тыс. кВт∙ч/год ,

40

где Т – количество часов в год для данной отрасли

Определим потери мощности в трансформаторах связи с энергосистемой.

На ГПП завода устанавливается два трансформатора по 10000 кВА каждый типа ТДН-10000/110.

Технические данные трансформатора:

S_н.т=10000 кВА; I_xx%=0,9%; U_{кз %}=10,5 %; _Δ P_кз=58 кВт; _Δ P_хх=14 кВт

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

_Δ Ρ^'_т1=2 ∙ (_Δ Ρ ^'_хх+ К²_з∙ _Δ Ρ ^'_кз),

где К_з – коэффициент загрузки трансформатора

К_з=

_ΔΡ^'_хх – приведенные потери активной мощности при ХХ.

_Δ Ρ^'_хх = _Δ Ρ_хх+К_пп∙Q_xx,

где К_пп – коэффициент повышения потерь, составляющий на ГПП у потребителей, питающихся через три ступени трансформации 0,08 кВт/квар

Q_xx=S_ном∙ квар – реактивные потери ХХ

_Δ Ρ^'_хх=14+0,08∙90=21,2 кВт

_Δ Ρ^'_кз= _Δ Ρ_кз+К_пп∙S_нт∙ - приведенные потери активной мощности при КЗ

_Δ Ρ^'_кз= 58+0,08 ∙10000∙ кВт

_Δ Ρ^'_т1=2∙(21+0,72²∙142)=189,6 кВт

Потери электроэнергии в трансформаторах

_Δ Э_{ат 1} = _Δ Ρ^'_т1∙Т_max

_Δ Э_{ат 1}=189,6∙6800=1289,5 кВт∙час/год

Общие потери мощности:

_Δ Ρ₁= _Δ Ρ_л+ _Δ Ρ^'_т1

_Δ Ρ₁=39,2+189,6=228,8 кВт

41

Общие потери электроэнергии:

_Δ Э ₁= _Δ Э_{ал 1}+ _Δ Э_{ат 1}

_Δ Э ₁=266,6+1678,9=1945,5 кВт∙час/год

Капиталовложения для варианта 1: (коэффициент удорожания 100)

- стоимость выключателей: Q₁, Q₂, Q₃, Q₄, QВ₁

К_Q1=26000 ∙ 100=2600 тыс. руб.

К_Q2= 2600 тыс руб.

К_QВ1= 2600 тыс руб.

К_Q3= 2600 тыс руб.

К_Q4= 2600 тыс руб.

К₁=5 ∙ 2600=13000 тыс. руб.

- стоимость отделителей, разъединителей, короткозамыкателей:

К_от=2 ∙180 ∙ 100=36 тыс. руб.

К_р=2 ∙ 165 ∙ 100=33 тыс. руб.

К_к=2∙ 270 ∙ 100=54 тыс. руб.

К₂=36+33+54=123 тыс. руб.

- стоимость железобетонных двухцепных опор с одновременной подвеской двух цепей:

К_вл=2 ∙ 8 ∙ 24600 ∙ 100=39360 тыс. руб.

- стоимость трансформаторов ГПП:

К_тр=2 ∙ 40000 ∙100=8000 тыс. руб.

Капиталовложения в вариант 1:

К=К₁+К₂+К_вл+К_тр=13000+123+39360+8000=604830 тыс. руб.

42

Вариант 2

Расчет токов короткого замыкания

Принимаем: мощность системы S_с= ∞; реактивное сопротивление системы Х_с =0

Схе­ма пи­та­ния в уп­ро­щён­ном ви­де при­ве­де­на на ри­с. 4.

Пред­ва­ри­тель­но вы­би­ра­ем го­лов­ные вы­клю­ча­те­ли Q₁ и Q₂, на­ме­ча­ем расчётную точ­ку ко­рот­ко­го за­мы­ка­ния КЗ К-1, за­тем со­став­ля­ем схе­му замещения для трёх­фаз­но­го КЗ в точ­ке К-1 (рис. 5) и оп­ре­де­ля­ем па­ра­мет­ры схе­мы замещения в от­но­си­тель­ных ба­зис­ных еди­ни­цах.

При­ни­маем: S_б = 600 МВА; U_б1=37 кВ

I_б1=

Сопротивления трехобмоточного трансформатора:

х₁=х₂=0,5∙

х₃₌х₄=0

х₅=х₆=0,5∙

Суммарное реактивное сопротивление до точки КЗ К-1:

х_{∑ к-1}=(х₁+х₅)║(х₂+х₆)=(0,7+1,55)║(0,7+1,55)=1,125

Активное сопротивление трехобмоточного трансформатора:

r_∑к-1=

Суммарное сопротивление до точки КЗ К-1:

Z_{∑ к-1}=

Ток в точке КЗ К-1:

I_{кз к-1}=

Если напряжение на шинах источника неизменно и мощность ответвления мала по сравнению с мощностью источника, что обычно имеет место при расчете токов КЗ в системе электроснабжения промышленных предприятий, то периодическая составляющая тока КЗ не изменяется по значению: I_п.о= I_п.τ=I_кз (9, стр. 367)

43

Определяем ударный ток в точке КЗ К-1:

- постоянная времени:

Т_а1=

По рис. 6.2 (2, стр. 143) находим ударный коэффициент: К_уд1=1,9

i_уд.1=К_уд.1∙∙I_{кз к-1}=1,9∙∙8,3=22,3 кА

Аппериодическая составляющая тока КЗ:

i_aτ1=,

где τ = 0,01+t_откл.=0,01+0,05=0,06

Максимальное мгновенное значение полного тока наступает обычно через 0,01 с после начала процесса КЗ.

t_отк.=0,05 с – для выключателя ВМУЭ-35Б-25/1250 УХЛ1

i_aτ1==11,7 кА

Тепловой импульс тока КЗ:

В_к-1=I²_п.о∙(t_отк +Т_а)=8,3²∙(0,05+28,1)=1939,3 кА²∙с

Для выбора выключателей Q₃ и Q₄, отделителей, разъединителей и короткозамыкателей находим ток КЗ в точке К-2.

Сопротивление ВЛ:

х₇=х₈=х_уд∙l∙=0,4∙8∙

r₁=r₂=r_уд∙l∙=0,27∙8∙

Суммарное сопротивление до точки КЗ К-2:

х₁₁=х₇║х₈=1,4║1,4=0,7

r₅=r₁║r₂=0,95║0,95=0,475

Z_∑вл=

Z_∑к-2=Z_∑к-1+Z_∑вл=1,126+0,845=1,971

Ток КЗ в точке К-2:

I_{кз к-2}=

Определяем ударный ток в точке К-2:

44

- постоянная времени:

Т_а2=; где Куд₂ = 1,4

х_∑к-2=х_∑к-1+х₁₁=1,125+0,7=1,825

r_∑к-2=r_∑к-1+r₅=0,04+0,475=0,515

i_уд.2=К_уд.2∙∙I_{кз к-2}=1,4∙∙4,8 =9,5 кА

Аппериодическая составляющая тока КЗ:

i_aτ2===6,7 кА

где τ0,01+0,05_.=0,06 с – для выключателя ВМУЭ-35 Б-25/1250 УХЛ1

Тепловой импульс тока КЗ:

В_к-2=I²_п.о∙(t_отк +Т_а) = 4,8 ² ∙ (0,05+3,5)=81,8 кА²∙с

Сопротивление двухобмоточного трансформатора:

х₉=х₁₀=

r₃=r₄=Р_к ∙∙10^-3= 58∙

Полученные данные сводим в табл. 2.14

Табл. 2.14 Значения тока короткого замыкания

Точка КЗ	Iп.о кА	Iп.τ, кА	Iкз, кА	Iр.ав, А	iуд, кА	iаτ, кА	Bк, кА2∙с
К-1	8,3	8,3	8,3	223,8	22,3	11,7	1939,3
К-2	4,8	4,8	4,8	223,8	9,5	6,7	81,8

По справочнику (5) выбираем выключатели Q₁ и Q₂, секционный выключатель QВ1

45

Табл. 2.15 Выбор выключателей

Выключатель: ВМУЭ-35Б-25/1250 УХЛ1
Каталожные данные	Условия выбора	Расчетные данные
35 кВ	Uном.≥ Uуст.	35 кВ
1250 А	Iном.≥ Iр.ав	223,8 А
25 кА	Iотк. ном ≥ Iп.τ	8,3 кА
ia.ном=кА где βн=25 % (по рисунку 4.54 (10, стр. 296))	iа.ном =∙βн∙Iотк. ном /100≥ iа.τ условие не выполняется. Если условие Iотк. ном≥ Iп.τ соблюдается, а iа.τ>iа.ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ: ∙Iотк..ном(1+βн/100)≥(Iп.τ+iа.τ)	11,7 кА
64 кА	iвкл ≥iуд.	22,3 кА
25 кА	Iвкл.≥Iп.о	8,3 кА
25 кА	Iдин ≥ Iп.о	8,3 кА
64 кА	iдин ≥iуд	22,3 кА
2500 кА2∙с	I2терtтер ≥Вк	1939,3 кА2∙с

По справочнику (5) выбираем выключатели Q₃ и Q₄, отделители разъединители, короткозамыкатели.

Табл. 2.16 Выбор выключателей

Выключатель: ВМУЭ-35Б-25/1250 УХЛ1
Каталожные данные	Условия выбора	Расчетные данные
35 кВ	Uном.≥ Uуст.	35 кВ
1250 А	Iном.≥ Iр.ав	223,8 А
25 кА	Iотк. ном ≥ Iп.τ	4,8 кА
ia.ном=кА где βн=25 % (по рисунку 4.54 (10, стр. 296))	iа.ном =∙βн∙Iотк. ном /100≥ iа.τ	6,7 кА
64 кА	iвкл ≥iуд.	9,5 кА
25 кА	Iвкл.≥Iп.о	4,8кА
25 кА	Iдин ≥ Iп.о	4,8 кА
64 кА	iдин ≥iуд	9,5 кА
2500 кА2∙с	I2терtтер ≥Вк	81,8 кА2. с

46

Табл. 2.17 Выбор разъединителей, отделителей, короткозамыкателей

Разъединитель: РНДЗ.1-35/1000 У1
Каталожные данные	Условия выбора	Расчетные данные
35 кВ	Uном.≥ Uуст.	35 кВ
1000 А	Iном.≥ Iр.ав	223,8 А
63 кА	iпр ≥iуд	9,5 кА
625 кА2∙с	I2терtтер ≥Вк	81,8 кА2∙с
Отделитель: ОД-35/630 У1
35 кВ	Uном.≥ Uуст.	35 кА
630 А	Iном.≥ Iр.ав	223,8 кА
80 кА	iпр. ≥iуд	9,5 кА
625 кА2∙с	I2терtтер ≥Вк	81,8 кА2∙с
Короткозамыкатель: КРН-35 У1					351.4 кА2∙с
35 кВ	Uном.≥ Uуст.
42 кА	iпр. ≥iуд	9,5 кА
625 кА2∙с	I2терtтер ≥Вк	81,8 кА2∙с

Выбор ОПН.

Приняли к установке:

ОПН-35У1

ОПН-10У1

Расчет ВЛ 35 кВ

Расчетный ток в линии при нормальном режиме работы:

I_р==

Сечение провода: S=

Принимаем сечение провода равное: S=120 мм², провод марки АС-120.

I_доп=380 А

I_доп=380 А > I_р=111,9 А

В аварийном режиме работы:

I_{р. ав}=

I_доп=380 А > I_{р. ав}=223,8 А

Принимаемое сечение проходит по нагреву, проверим его по потере напряжения.

L_доп=L_{ΔU 1%} ∙ _ΔU_{доп %} ∙ ,

47

где L_{ΔU 1%} - длина линии на 1 % потери напряжения при полной нагрузке;

_ΔU_{доп %} = 5% - для нормального режима;

_ΔU_{доп %} = 10 % - для аварийного режима;

L_доп= 2,1∙5∙ км >L =8 км

L_доп= 2,1∙10∙ км >L =8 км

Сечение удовлетворяет допустимым потерям напряжения.

Потери мощности в линиях:

_Δ Ρ_л=_Δ Ρ_н∙ К²_з ∙ 2 L,

где _Δ Ρ_н=140 кВт/км

К_з – коэффициент загрузки линии

К_з=

_Δ Ρ_л= 140 ∙ 0,3² ∙ 2∙8=201,6 кВт

Потери электроэнергии в линиях

_Δ Э_{ал 1}= _Δ Ρ_л∙Т=201,6∙6800=1370,9 тыс. кВт∙ч/год

где Т – количество часов в год для данной отрасли.

Определим потери мощности в трансформаторах связи с энергосистемой.

На ГПП завода устанавливается два трансформатора по 10000 кВА каждый типа ТД-10000/35

Технические данные трансформатора:

S_н.т=10000 кВА; I_xx%=0,8%; U_{кз %}=8 %; _Δ P_кз=85 кВт; _Δ P_хх=19,6 кВт

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

_Δ Ρ^'_т2 = 2 ∙ (_Δ Ρ^'_хх+ К²_з∙ _Δ Ρ ^'_кз)

где К_з – коэффициент загрузки трансформатора

К_з=

_Δ Ρ^'_хх = _Δ Ρ_хх+К_пп∙ Q_xx,

где К_пп – коэффициент повышения потерь, составляющий на ГПП у потребителей, питающихся через три ступени трансформации 0,08 кВт/квар

_ΔΡ^'_хх – приведенные потери активной мощности при ХХ.

48

Q_xx=S_ном∙ квар – реактивные потери ХХ

_Δ Ρ^'_хх=19,6+0,08∙80=26 кВт

_Δ Ρ^'_кз= _Δ Ρ_кз+К_пп∙S_нт∙ - приведенные потери активной мощности при КЗ

_Δ Ρ^'_кз= 85+0,08 ∙10000∙ кВт

_Δ Ρ^'_т2=2∙(26+0,72²∙149)=206,5 кВт

Потери электроэнергии в трансформаторах:

_Δ Э_{ат 2} = _Δ Ρ^'_т2∙Т_max=206,5∙6800=1404,1 кВт∙час/год

Общие потери мощности:

_Δ Ρ₂= _Δ Ρ_л+ _Δ Ρ^'_т2=201,6+206,5=408,1 кВт

Общие потери электроэнергии:

_Δ Э ₂= _Δ Э_{ал 2} + _Δ Э_{ат 2}=1370,9+1404,1=2775 кВт∙час/год

Капиталовложения для варианта 2: (коэффициент удорожания 100)

- стоимость выключателей: Q₁, Q₂, Q₃, Q₄, QВ₁

К_Q1=3170 ∙ 100=317 тыс. руб.

К_Q2= 317 тыс. руб.

К_QВ1= 317 тыс. руб.

К_Q3= 317 тыс. руб.

К_Q4= 317 тыс. руб.

К₁=5 ∙ 317=1585 тыс. руб.

- стоимость отделителей, разъединителей, короткозамыкателей:

К_от=2 ∙ 55 ∙ 100=11 тыс. руб.

К_р=2 ∙75 ∙ 100=15тыс. руб.

К_к=2 ∙ 80 ∙ 100=16 тыс. руб.

К₂=11+15+16=42 тыс. руб.

- стоимость железобетонных двухцепных опор с одновременной подвеской двух цепей:

К_вл=2 ∙8 ∙20400 ∙100=32640 тыс. руб.

49

- стоимость трансформаторов ГПП:

К_тр=2 ∙16000 ∙ 100=3200 тыс. руб.

Капиталовложения в вариант 2

К=К₁+К₂+К_вл+К_тр=1585+42+32640+3200=37467тыс. руб.

Полученные расчетные данные по варианту 1 и 2 сводим в табл. 2.18

Табл. 2.18 Общие данные для ТЭП

Вариант внешнего электроснабжения	Капитальные затраты, тыс. руб.	Потери электроэнергии, тыс. кВт/год
U=110 кВ	60483	1945,5
U=35 кВ	37467	1404,1

Составим табл. 2.19 данных, которые нужно ввести в электронную таблицу для ТЭП.

Если N одинаковых параллельно работающих трансформаторов не отключаются при снижении нагрузки то нагрузочные потери находятся по времени наибольших потерь Т_{п .ч.} , определяемых по формуле:

ч /год

где: Т_{max н.} – время использования максимума нагрузки предприятием в году, ч/ год.

ч /год

Капиталовложения делим на 3 года: 1 год – 20%; 2 год – 40%; 3 год – 40%.

Табл. 2.19 Данные для электронной таблицы

Наименование параметров	110 кВ	35 кВ
Потребляемая мощность	14341,9кВт	14341,9 кВт
Число используемого максимума нагрузки	6800 ч/год	6800 ч/год
Мощность потерь	288,8 кВт/год	408,1 кВт/год
Время максимальных потерь	5662,6 ч/год	5662,6 ч/год
Капиталовложения	Сумма: 60483 тыс. руб. 1 год – 12096,6 тыс. руб. 2 год – 24193,2 тыс. руб. 3 год – 24193,2 тыс. руб.	Сумма: 37467 тыс. руб. 1 год – 7493,4тыс. руб. 2 год – 14986,8 тыс. руб. 3 год – 14986,8 тыс. руб.

50