Намечаем два варианта электроснабжения по напряжению:
Вариант 1- 35/10кВ (рисунок 4.1)
Рисунок 4.1 - Схема электроснабжения. Ввод 35кВ
Вариант 2 - 110/10кВ (рисунок 4.2)
Рисунок 4.2 - Схема электроснабжения. Ввод 110кВ
Для начала расчетов необходимо определиться с капитальными затратами на сооружение каждой схемы. Капитальные затраты – стоимость оборудования на создание схемы.
Таблица 4.1 – Перечень оборудования схем
35кв
Разъединителей-8шт
Выключателей-3шт
Трансформаторов-2шт
ЛЭП 35-2шт
Uном=35 
| 110кв
Разъединителей-6шт
Трансформаторов-2шт
ЛЭП 110-2шт
Uном=110 
|
Расчётный ток при максимальной нагрузке:
=8480,14 кВА
=0,73
| 
|
Для определения трансформатора необходимо найти его примерную мощность. Для этого воспользуемся формулой:
- суммарная мощность необходимая предприятию, коэффициент загрузки для трансформаторной линии 1 и 2 категории по ПУЭ
Выбор силового трансформатора производится по расчетной мощности и постоянному напряжению.
Данные расчётов для удобства сравнения заносим в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 - Каталожные данные трансформаторов.
| Тип | Потери(кВт) | Ток
холостого
хода
| Напряжение
короткого
замыкания
| Цена, (тыс.руб) | |
холостого
хода
 , кВт
| короткого
замыкания
 , кВт
| ||||
| ТМН 10000/35 | 14,5 | 0,8 | 7,5 | ||
| ТДН 10000/110 | 0,7 | 10,5 |
Таблица 4.3 - Оборудование
| Тип оборудования | Номинальный ток, А | Стоимость одной единицы, тыс. руб. | Цена оборудования, тыс. руб. |
| Разъединитель типа РНД-35/1000У1 | 27,8 | 222,4 | |
| Разъединитель типа РДЗ-110/1000УХЛ1 | |||
| Вакуумный выключатель на 35 кВ С-35М-1000-10У1 | |||
| Вакуумный выключатель на 10 кВ BB TEL 1000-10/20 | |||
| Итого по 35 кВ | 3348,4 | ||
| Итого по 110 кВ |
Выбор линии электропередач заключается в определении сечения проводника, а также выборе опор. Выбор сечения проводящей жилы производится по средством экономической плотности тока. Выбор опор осуществляется в зависимости от количества линий, марки проводов.
Марку провода принимаем АС.
где jэк, 
- экономическая плотность тока, табличное значение.
 
| 
|
По ПУЭ каждому напряжению обозначено минимальное сечение провода с учетом потерь на «корону».
Минимальное допустимое сечение=35 
F=185 
 Р=161 кВт/км
 =510А
Стоимость=1325  18,5=24512,5 тыс.руб.
| Минимальное допустимое сечение=70 
F=70
Р=125 кВт/км
 =265А
Стоимость=1350 18,5=24975 тыс.руб.
|
Технико-экономическое сравнение вариантов. Определяем капитальные затраты для каждого варианта.
К35 = Nтр  Ст + Nр  Ср + Nв  Св + Nл  Сл = 2  3500 + 3348,4 + 2  24512,5 =
= 59373,4 тыс.руб.
| К110= Nр  Стр + Nр  Ср + Nл  Сл =
= 2  5000 + 1350 + 2  24975 =
= 61300 тыс.руб.
|
Определяем стоимость потерь электроэнергии отчислений на амортизацию и экранизацию оборудование.
Сэ = Сп + Са + Сэп
Сп = Сп + Спл
Спр = Рр*Со
Спл = Рл*Со
Эксплуатационные расходы
Потери активной энергии в линиях
,
где 
- число линий(2 шт.);
- потери мощности на 1 км линии кВт/км, при протекании длительно допустимого тока;
- длина линии, км;
- коэффициент загрузки линии;
- время потерь
ч/год
,
где 
- ток линии в рабочем режиме;
- длительно допустимый ток на провод;
Вариант 1. 
Вариант 2. 
Приведённые потери активной энергии трансформаторов
где - число трансформаторов;
- каталожные данные трансформаторов;
- действительное время работы трансформатора в год (8760 ч.)
- коэффициент загрузки трансформатора;
Кэ – коэффициент =0,1
