Промышленного предприятия. При рассмотрении схем электроснабжения намечается обычно два варианта схем внутреннего электроснабжения

При рассмотрении схем электроснабжения намечается обычно два варианта схем внутреннего электроснабжения. Например, первый вариант - это чисто радиальная схема. Взаимное резервирование однотрансформаторных ТП осуществляется при помощи кабельных перемычек на вторичном напряжении между соседними ТП. Пропускная способность перемычек составляет 20…30% мощности трансформатора.

Второй вариант - это смешанная схема электроснабжения, когда, например, удаленные цеха питаются по радиальным линиям, а часть двухтрансформаторных подстанции и однотрансформаторных - по схеме сквозной магистрали.

Рассмотрим пример выбора электрических схем электроснабжения из двух вариантов, показанных на рисунках 3.14.1 и 3.14.2 соответственно.

С целью отыскания наиболее экономичного варианта воспользуемся методом минимума приведенных затрат. Приведенные затраты для каждого варианта определяются как

,

(3.14.1)

где К_i – капитальные вложения, тыс. руб.;

И_i – эксплуатационные расходы, издержки, тыс. руб./год;

Ен – нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности, равный 0,12 (руб./год)/руб.;

i – номер варианта (первый и второй).

Рис. 3.14.1 - Электрическая схема электроснабжения первого варианта

Рис. 3.14.2 - Электрическая схема электроснабжения второго варианта

Капвложения определяются как

,	(3.14.2)
,	(3.14.3)
,	(3.14.4)
,	(3.14.5)

где: К_тп – стоимость трансформаторной подстанции, тыс. руб.(табл. П7-П9);

К_ку – стоимость конденсаторных установок, тыс. руб. (табл. П10);

К_я – стоимость ячейки, установленной в РП, тыс. руб. (табл. П6);

К_oi – удельная стоимость 1 км i-го кабеля, тыс. руб.(табл. П5);

l_i – длина i-го кабеля, км.

Ежегодные издержки, связанные с эксплуатацией электрооборудования и сетей определяются как

,

(3.14.6)

где: И_ам – амортизационные отчисления;

И_экс – эксплуатационные расходы;

И_пот – стоимость потерь электрической энергии.

Составляющие издержек определяются по формулам

,	(3.14.7)
,	(3.14.8)
,	(3.14.9)

где: a_ам – норма амортизационных отчислений, для оборудования 4,4%,а для линий 4%;

a_экс – норма эксплуатационных расходов, для оборудования 3%, для линий 2%;

DW – суммарные потери электроэнергии в рассматриваемом варианте, кВт×ч;

b_ср – средний тариф платы за 1 кВт×ч, руб./кВт×год, определяемая по (2.10).

Средняя стоимость электроэнергии

,

(3.14.10)

где: a – основная ставка тарифа за 1 кВт заявленной максимальной мощности;

b – дополнительная ставка тарифа за 1 кВт электроэнергии, учтённой расчётным счётчиком на стороне первичного напряжения;

T_max – число часов использования максимальной нагрузки предприятия, которое принимается для рассматриваемой промышленности (приложения табл. П15).

Капитальные вложения в электрооборудование напряжением выше 1кВ определим по выражению

.

(3.14.11)

Время максимальных потерь определяется как

.

(3.14.12)

Годовые потери электроэнергии в рассматриваемом варианте, кВт×ч

,

(3.14.13)

где: – потери активной энергии в i-м трансформаторе, кВт×ч;

– потери активной энергии в j-й конденсаторной установке, кВт×ч;

– потери активной энергии в k-й кабельной линии, кВт×ч.

Потери активной энергии в двухобмоточном трансформаторе определяются как, кВт×ч

.

(3.14.14)

Потери активной энергии в конденсаторной установке, кВт×ч

,

(3.14.15)

где: – фактическая мощность КУ, кВАр;

– удельные потери активной мощности в батареях конденсаторов, принимаемые для БНК до 1 кВ р_у= 0,004 кВт/кВАр;

– число часов работы (включения) КУ за год, ч (принимается равным Т_max).

При выполнении экономических расчетов повторяющиеся элементы в сопоставляемых вариантах не учитываем, поэтому в расчет принимаем только линии Л5, Л6, Л7, Л8, Л9, Л10, Л11, Л12 и трансформаторные подстанции ТП3, ТП4, ТП5, ТП6, ТП7 (по рисунку 3.14.1 и 3.14.2).