Главная Случайная страница Контакты | Мы поможем в написании вашей работы! | ||
|
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, Сэл — 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 DРном — удельные потери при номинальной загрузке линии; kз = Iраc/Iдоп — 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 kэк — 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/Sном.т — коэффициент загрузки трансформатора.
Стоимость амортизационных отчислений
(16.9) |
где ро pт и рл — амортизационные отчисления на оборудование, трансформаторы и линии по табл. 16.l; Кo. Kт. Кл— 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; Кз – капитальные затраты при нормативном коэффициенте амортизации, равном 12,5%.
Из рассматриваемых вариантов выбирается наиболее рациональный в техническом и экономическом отношения.
Дата публикования: 2014-11-03; Прочитано: 1330 | Нарушение авторского права страницы | Мы поможем в написании вашей работы!