Разработка элек­троснабжения фермы КРС и проектирование системы электроснабжения ремонтно-­механического цеха, страница 15

где  – поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле с расстоянием между ними в свету 100 мм, ;

  – поправочный коэффициент на допустимый длительный ток для кабелей, проложенных в земле, в зависимости от удельного сопротивления земли, ;

  – поправочный коэффициент на токи для кабелей в зависимости от температуры земли и воздуха,  при 15 ºС.

,

,

.

Условие (7.9) для кабеля выполняется.

Рассмотрим второй вариант (рис.7.1 б), где электроснабжение фермы предполагается осуществить на напряжение 35 кВ по проводам марки АС.

Выбираем трансформаторы на ГПП из условия:

                                                                                             (7.11)

Выбираем трансформатор 2хТМ 1000/35.

Выбираем воздушные линии по экономической плотности тока с .

,

.

Выбираем сечение проводов АС-35/6,2  с  согласно условию механической прочности для РБ. Проверяем данное сечение по условию нагрева для послеаварийного режима:

                                                                                             (7.12)

,

.

Расчет капитальных вложений производим на основе укрупненных показателей стоимости в ценах 2000 года, которые берем из пособия [5].

Приведем пример расчета для первого варианта стоимость 1 км кабеля АПВГ 3х25 с учетом прокладки в траншее двух штук составляет 700 тыс.руб./км. Тогда стоимость всей линии:

.

Издержки на амортизацию и эксплуатацию составят:

,

.

Стоимость ячейки одного комплекта выключателя равна 500 тыс.руб. Затраты на оборудование составят:

.

Издержки на амортизацию и эксплуатацию на оборудование:

,

.

Потери электроэнергии в кабельных линиях АПВГ 3х25 (,) длинной 2,8 км составят:

                                                                                             (7.13)

                                                                                             (7.14)

                                                                                             (7.15)

где  – время максимальных потерь, ч;

  – время использования максимальной нагрузки, принимаем 4500 ч;

  – активное сопротивление линии, Ом;

  – потери активной мощности в линиях электропередач, идущие на нагревание проводников, кВт;

  – расчетный ток линии, А;

  – удельное активное сопротивление проводника, Ом/км;

  – длина линии, км.

,

,

.

Определяем стоимость потерь электроэнергии, учитывая, что стоимость 1 кВтч равна 90,03 коп/ кВтч для промышленных потребителей [5].

.

Годовые эксплуатационные расходы:

.

Приведенные затраты для ГРП:

.

Для второго варианта расчет выполняем аналогично, но с учетом потерь электроэнергии в трансформаторе:

                                                                                             (7.16)

где  – активные потери короткого замыкания и холостого хода в трансформаторе. Для ТМ 1000/35 , .

Результаты расчета сводим в таблицу 7.1.


Таблица 7.1 – Технико-экономическое обоснование выбора напряжения внешнего электроснабжения.

Показатели

1 вариант

2 вариант

Марка и сечение линии

АПВГ 3х25

АС-35/6,2

Тип опор

-

ж/б

Длина, км

2,8

2,8

Iдоп, А

114,89

75

Iр/Iдоп

0,22

0,09

Капитальные затраты, тыс.руб., в т.ч:

3460

6184

 - на линии

1960

3304

 - на ячейки с выключателями

1500

600

 - на трансформаторы

-

2280

Амортизационные отчисления, тыс.руб., в т.ч:

164

291,92

 - на линии

98,00

165,20

 - на ячейки с выключателями

66,00

26,40

 - на трансформаторы

-

100,32

Ежегодные эксплуатационные отчисления, тыс.руб., в т.ч:

133,58

245,912

 - на линии

45,08

75,992

 - на ячейки с выключателями

88,50

35,40

 - на трансформаторы

-

134,52

Стоимость потерь ЭЭ, тыс.руб.

8,37

236,24

Суммарные затраты, тыс.руб.

721,15

1007,712