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