Организация и эксплуатация энергохозяйства промышленных предприятий

Суммарные капитальные  вложения в трансформаторные подстанции составят:

К_ПС2 = 96,585 + 2,44 = 99,029 тыс.руб.

Ежегодные суммарные капитальные затраты в ценах на 1991 год составят - Кʹ, тыс.руб:                                         К' = К_црп + K_КЛ + К_ПС,                                    (2.1.5)

Кʹ₁ = 16,28 + 501,71+ 99,029 = 617,019 тыс.руб;

Кʹ₂ = 16,28 + 490,75+ 99,029 = 606,059 тыс.руб.

С учетом инфляции:                    К = К'· к_инф ,                к_инф=8,6%                     (2.1.6)

 К₁ = 617,019 · 6000·1,086 = 4020,5 млн.руб;

 К₂ = 606,059 · 6000·1,086 = 3949,1 млн.руб.

По формулам (2.1.3), (2.1.4) определим отчисления на амортизацию и на эксплуатационные расходы с учетом инфляции для каждого из двух вариантов:

И_АМ1 = (4,3·501,71/100+6,4·99,029 /100)·6000·1,086 =181,87  млн.руб

И_АМ2 = (4,3·490,75/100+6,4·99,029 /100)·6000·1,086 =182,37  млн.руб

И_ЭКС1 = (2,0·501,71/100+3,0·99,029 /100)·6000·1,086  =84,74 млн.руб

И_ЭКС2 = (2,0·490,75/100+3,0·99,029 /100)·6000·1,086 =83,31  млн.руб

приведенные затраты по вариантам:

Для определения стоимости  потерь энергии определим потери мощности в трансформаторах и  кабельных линиях.

Активные потери мощности в трансформаторах, кВт:

                         ΔР_т=п·ΔР_х +(S_Ц ²·ΔР_К ) /( п· S_НОМ ²)                                          (2.1.7)

где: ΔР_Х и ΔР_К - потери холостого хода и короткого замыкания из паспортных данных трансформаторов, которые берём из таблицы 1.2.6 (кВт). Реактивные потери мощности в трансформаторах, квар:

                        ΔQ_Т= (п·I_х +(S_Ц ²·U_К ) /( п· S_НОМ ²))S_Т /100                                 (2.1.8)

где: I_х и U_K - ток холостого хода и напряжение короткого замыкания (в %) из паспортных данных трансформаторов, которые берём из таблицы 1.2.6.

Приведем пример расчета потерь мощности на ТП-1 для варианта №1 в 1-ю смену:

ΔP_Т=2·3 +1350,1² ·11,2/(2·1000²)=16,21кВт

ΔQ_Т= (2·1,5+1350,1² 7² ·5,5/(2·1000²)) ·1000/100= 80,13квар

Аналогично производятся расчёты для остальных цехов (для  каждого из двух вариантов) и результаты расчётов заносим в таблицы 2.1.5 и 2.1.6:

 

Таблица 2.1.5 - Потери в  трансформаторах для варианта №1

№	с 0 до 8 часов		с 8 до 16 часов		с 16 до 24 часов		За сутки
цеха	ΔРТ,кВт	ΔQt,квар	ΔРТ,кВт	ΔQt,квар	ΔРТ,кВт	ΔQt,квар	ΔРТ,кВт	ΔQt,квар
1	16,21	80,13	16,21	80,13	16,21	80,13	48,63	240,38
2			17,40	58,99	20,07	99,12	37,48	158,10
3
4			8,15	38,65	19,09	82,60	27,24	121,25
5			15,32	41,06	12,29	24,41	27,61	65,47
6	31,65	175,87	44,73	202,79	44,73	202,79	121,10	581,45
7
8			11,22	41,85	22,45	97,01	33,67	138,87
9			9,35	32,69			9,35	32,69
10			8,64	29,17	6,61	19,21	15,24	48,38
11			14,80	59,80	12,79	48,73	27,59	108,53
∑	93,67	481,50	214,02	893,62	210,62	904,44	518,31	2279,56

 

 

 

Таблица 2.1.6 - Потери в  трансформаторах для варианта №2

№ цеха	с 0 до 8 часов		с 8 до 16 часов		с 16 до 24 часов		За сутки
		ΔРТ,кВт	ΔQt,квар	ΔРТ,кВт	ΔQt,квар	ΔРТ,кВт	ΔQt,квар	ΔРТ,кВт	ΔQt,квар
1	16,33	80,74	16,33	80,74	16,33	80,74	48,99	242,23
2			17,58	59,85	20,29	100,19	37,87	160,04
3			7,85	29,25			7,85	29,25
4
5			15,32	41,06	13,64	31,81	28,96	72,87
6	34,85	193,49	44,73	202,79	44,73	202,79	124,30	599,07
7
8			14,07	55,87	22,45	97,01	36,52	152,88
9			9,35	32,69			9,35	32,69
10			8,64	29,17	6,61	19,21	15,24	48,38
11			18,48	80,05	15,77	65,13	34,25	145,18
∑	102,48	526,67	220,55	919,96	203,14	881,40	526,17	2328,03

 

Таблица 2.1.7 - Передаваемая по линиям мощность (варианта №1)

Соед.	с 0 до 8 часов			с 8 до 16 часов			с 16 до 24 часов
	ΔРТ+РЦ	ΔQT+QЦ	ΔST+SЦ	ΔРТ+РЦ	ΔQT+QЦ	ΔST+SЦ	ΔРТ+РЦ	ΔQT+QЦ	ΔST+SЦ
	кВт	квар	кВА	кВт	квар	кВА	кВт	квар	кВА
ГПП-ЦРП	8500,48	3628,11	10013,5	18086,79	11479,60	21687,28	16300,61	10330,43	19543,27
ЦРП-ТП-1	1177,21	769,13	1431,85	2364,61	1644,78	2920,05	1177,21	769,13	1431,81
ЦРП-ТП-5	0	0	0	1753,47	1171,12	2149,54	1768,88	1250,24	2191,47
ЦРП-ТП-6	4877,46	1471,87	5685,25	6112,94	3583,27	7120,44	5801,12	3380,03	6739,27
ЦРП-ТП-8	0	0	0	1874,02	1217,62	2234,23	2163,24	1438,29	2601,50
ЦРП-ТП-9	0	0	0	1237,99	865,47	1508,03	494,61	308,79	587,77
ТП-1-2	0	0	0	1187,4	875,65	1488,33	1320,07	1006,52	1686,49
ТП-3-5	0	0	0	0	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ТП-4-5	0	0	0	488,15	361,21	617,81	819,09	620,20	1048,63

 

Таблица 2.1.8 - Передаваемая по линиям мощность (варианта №2)

Соед.	с 0 до 8 часов			с 8 до 16 часов			с 16 до 24 часов
	ΔРТ+РЦ	ΔQT+QЦ	ΔST+SЦ	ΔРТ+РЦ	ΔQT+QЦ	ΔST+SЦ	ΔРТ+РЦ	ΔQT+QЦ	ΔST+SЦ
	кВт	квар	кВА	кВт	квар	кВА	кВт	квар	кВА
ГПП-ЦРП	6390,68	3841,31	10750,1	18977,4	12078,322	22992,18	16700,47	10576,712	20201,56
ЦРП-ТП-1	1184,53	773,94	1440,77	2381,11	1656,73	2940,824	2514,82	1788,51	3140,56
ЦРП-ТП-5	0	0	0	1724,17	1216,06	2125,918	1101,14	734,34	1329,29
ЦРП-ТП-6	2594,85	1575,89	6207,66	6512,94	3788,07	7715,457	5988,06	3501,24	7108,21
ЦРП-ТП-8	0	0	0	2177,55	1431,24	2645,646	2328,22	1550,82	2844,87
ЦРП-ТП-9	0	0	0	1257,99	878,65	1599,088	494,61	308,79	587,77
ТП-1-2	0	0	0	1196,58	882,79	1500,18	1330,29	1014,57	1699,78
ТП-3-5	0	0	0	458,85	367,50	594,0351	0	0	0,00
ТП-4-5	0	0	0	0	0	0	0	0	0,00

Зная сопротивление  линий из таблицы 1.2.5(Параметры кабелей), определяем потери мощности в кабелях.

Определяем потери активной мощности в кабельных линиях, кВт:

ΔР_КЛ1 = [﴾(∑ΔР_Т+∑Р_Ц)²+(∑ΔQ_Т+∑Q_Ц)²﴿^1/2]²·R₀·L_i ·10^-3/ n_КЛU²_н                      (2.1.9)

                          или  ΔР_КЛ1 = S_КЛ ²·R·10^-3/ n_КЛU²_н  

Определяем потери реактивной мощности в кабельных линиях, квар:

 ΔQ_КЛ1 =[﴾(∑ΔР_Т+∑Р_Ц)²+(∑ΔQ_Т+∑Q_Ц)²﴿^1/2]²·X₀·L_i ·10^-3/ n_КЛU²_н                                  (2.1.10)

                                     или   ΔQ_КЛ1 = S_КЛ²·X ·10^-3/ n_КЛU²_н     

где: ΔS_T + S_Ц =S_КЛ – передаваемая по кабелю(кабелям) мощность, кВА (табл. 2.1.7 и 2.1.8);

∑ΔР_Т –суммарная  активная мощность потерь в трансформаторах ТП цехов, питающихся по КЛ (табл.2.1.5 и 2.1.6)

∑Р_Ц – суммарная активная мощность нагрузки смены цехов, питающихся по КЛ (табл.1.3.1 и 1.3.2)

∑ΔQ_Т – суммарная реактивная мощность потерь в трансформаторах ТП цехов, питающихся по КЛ (табл.2.1.5 и 2.1.6)

∑Q_Ц – суммарная реактивная мощность нагрузки смены цехов, питающихся по КЛ (табл.1.3.1 и 1.3.2)

R₀ – удельное активное сопротивление трёхжильного i-гo кабеля, Ом/км (табл. 1.2.5);

Х₀ – удельное реактивное сопротивление трёхжильного i-гo кабеля, Ом/км (табл. 1.2.5); L_i - длина i-гo участка кабельной линии, км (табл. 1.2.3);

U_h – номинальное напряжение питающей сети, кВ: U_h =10 кВ.

n_КЛ – количество кабельных линий, участвующих в передаче мощности.

 

Произведем расчёт потерь мощности на примере соединения ЦРП-ТП-1 (для  варианта №l, первой смены):

^{ΔР_{ЦРП ТП1}=[﴾(16,21+1161)2 +(80,13+689)2﴿1/2]2×0,443×2,12×10-3}/(2·10²)= 9,63кВт

^{ΔQ_{ЦРП ТП1}=[﴾(16,21+1161)2 +(80,13+689)2﴿1/2]2×0,086×2,12×10-3}/(2·10²)=1,87кВАр

Результаты расчётов для остальных кабельных линий  для двух вариантов представляем в таблицах 2.1.9-2.1.10.

 

Таблица 2.1.9 - Потери мощности в линиях (вариант № 1)

Соед.	с 0 до 8 часов		с 8 до 16 часов		с 16 до 24 часов
	ΔРЛ,кВт	ΔQЛ,квар	ΔРЛ,кВт	ΔQЛ,квар	ΔРЛ,кВт	ΔQЛ,квар
ГПП-ЦРП	343,43	158,43	1610,91	743,13	1308,14	603,46
ЦРП-ТП-1	9,63	1,87	40,03	7,76	9,63	1,87
ЦРП-ТП-5	0,00	0,00	45,03	8,73	46,80	9,08
ЦРП-ТП-6	212,68	66,74	333,61	104,70	298,85	93,79
ЦРП-Г11-8	0,00	0,00	156,99	30,50	212,85	41,35
ЦРП-ТП-9	0,00	0,00	37,27	7,23	5,66	1,10
ТП-1-2	0,00	0,00	1,37	0,20	1,76	0,26
ТП-3-5	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ТП-4-5	0,00	0,00	7,81	1,13	22,50	3,27
Σ	595,81	234,72	2280,76	915,57	1944,20	763,87