Компенсация реактивной мощности. В начале расчета компенсации реактивной мощности и выбора компенсирующих установок
Вариант 1
В начале расчета компенсации реактивной мощности и выбора компенсирующих установок, найдем расчетную мощность с учетом потерь в кабельных линиях в сети 0,38 кВ.
 (4.6)
 (4.7)
ТП1 (цех 2, вариант 1):
Расчетная мощность КТП с учетом компенсации реактивной мощности определяется по формуле:
 (4.8)
где Q’к.у. – мощность конденсаторной батареи.
Расчетная мощность конденсаторной батареи определяется по формуле:
 (4.9)
где  =0,35 для сети 0,38 кВ [2].
 (4.10)
ТП1 (вариант 1):
По расчетной мощности  выбираем конденсаторную батарею 1хУКМ58-0,4-1000-50У3 [8]
Проверяем выбранный трансформатор по k  :
 ,
Дальнейший расчет компенсации реактивной мощности сведен в таблицу (см. таблица 4.9-4.12)
Таблица 4.9 – Расчет компенсации реактивной мощности (вариант 1)
| № ТП
| № Цеха
| Рр, кВт
| Qр, квар
| tgϕр
| Qку, квар
| Тип КУ
| Q'ку, квар
| Sтп расч, кВА
| n
| Sном, кВА
| Кз
| Кза
| | ТП1 (10/0,4)
| 2
| 1848,41
| 1592,1
| 0,86
| 980,01
| 2хУКМ58-0,4-500-50 У3
| 1000
| 2012,53
| 2
| 1600
| 0,63
| 1,24
| | ТП2 (10/0,4)
| 3,6,10
| 1700,49
| 1445,5
| 0,85
| 789,75
| 2хУКМ58-0,4-400-50 У3
| 800
| 3376,71
| 2
| 1600
| 0,45
| 1,17
| | ТП3 (10/0,4)
| 3
| 1533,22
| 1326,7
| 0,85
| 765,14
| 2хУКМ58-0,4-400-50 У3
| 800
| 1678,81
| 2
| 1250
| 0,45
| 1,34
| | ТП4 (10/0,4)
| 4,5
| 742,88
| 600,79
| 0,81
| 354,91
| 2хУКМ58-0,4-200-50 У3
| 200
| 784,07
| 2
| 630
| 0,67
| 1,25
| | ТП5 (10/0,4)
| 9
| 686,89
| 781,11
| 1,14
| 547,3
| УКМ58-0,4-550-50 У3
| 550
| 724,73
| 2
| 630
| 0,56
| 1,13
| | ТП6 (10/0,4)
| 11
| 1061,28
| 902,56
| 0,85
| 549,54
| УКМ58-0,4-550-50 У3
| 550
| 1118,31
| 2
| 1250
| 0,41
| 0,89
| | ТП7 (10/0,4)
| 1,7,8,12
| 1588,23
| 1270,87
| 0,8
| 742,16
| УКМ58-0,4-750-50 У3
| 750
| 1671,46
| 2
| 1600
| 0,58
| 1,04
| | ТП8 (10/0,4)
| 13
| 1281,91
| 1684,32
| 1,31
| 1190,87
| 2хУКМ58-0,4-600-50 У3
| 1200
| 2706,99
| 2
| 1250
| 0,58
| 1,14
| | ТП9 (10/0,4)
| 13
| 1281,91
| 1684,32
| 1,31
| 1190,87
| 2хУКМ58-0,4-600-50 У3
| 1200
| 1429,93
| 2
| 1250
| 0,58
| 1,14
| | ТП10 (10/0,4)
| 15
| 1697,68
| 1460,95
| 0,86
| 899,01
| УКМ58-0,4-900-50 У3
| 900
| 1602,33
| 2
| 1600
| 0,49
| 1,01
|
Таблица 4.10 – Расчет компенсации реактивной мощности (вариант 2)
| № ТП
| № Цеха
| Рр, кВт
| Qр, квар
| tgϕр
| Qку, квар
| Тип КУ
| Q'ку, квар
| Sтп расч, кВА
| n
| Sном, кВА
| Кз
| Кза
| | ТП1 (10/0,4)
| 2
| 1848,41
| 1592,1
| 0,86
| 980,01
| 2хУКМ58-0,4-500-50 У3
| 1000
| 2012,53
| 2
| 1600
| 0,63
| 1,24
| | ТП2 (10/0,4)
| 3,6,10
| 1700,49
| 1445,5
| 0,85
| 789,75
| 2хУКМ58-0,4-400-50 У3
| 800
| 3376,71
| 2
| 1600
| 0,45
| 1,17
| | ТП3 (10/0,4)
| 3
| 1533,22
| 1326,7
| 0,85
| 765,14
| 2хУКМ58-0,4-400-50 У3
| 800
| 1678,81
| 2
| 1250
| 0,45
| 1,34
| | ТП4 (10/0,4)
| 4
| 636,04
| 543,86
| 0,85
| 354,91
| 2хУКМ58-0,4-200-50 У3
| 200
| 784,07
| 2
| 630
| 0,67
| 1,05
| | ТП5 (10/0,4)
| 5,9
| 793,73
| 838,04
| 1,01
| 547,3
| УКМ58-0,4-550-50 У3
| 550
| 887,01
| 2
| 630
| 0,56
| 1,39
| | ТП6 (10/0,4)
| 11
| 1168,12
| 959,49
| 0,82
| 549,54
| УКМ58-0,4-550-50 У3
| 550
| 1118,31
| 2
| 1250
| 0,41
| 0,98
| | ТП7 (10/0,4)
| 1,7,8,12
| 1588,23
| 1270,87
| 0,8
| 742,16
| УКМ58-0,4-750-50 У3
| 750
| 1671,46
| 2
| 1600
| 0,58
| 1,04
| | ТП8 (10/0,4)
| 13
| 1281,91
| 1684,32
| 1,31
| 1190,87
| 2хУКМ58-0,4-600-50 У3
| 1200
| 2706,99
| 2
| 1250
| 0,58
| 1,14
| | ТП9 (10/0,4)
| 13
| 1281,91
| 1684,32
| 1,31
| 1190,87
| 2хУКМ58-0,4-600-50 У3
| 1200
| 1429,93
| 2
| 1250
| 0,58
| 1,14
| | ТП10 (10/0,4)
| 15
| 1697,68
| 1460,95
| 0,86
| 899,01
| УКМ58-0,4-900-50 У3
| 900
| 1602,33
| 2
| 1600
| 0,49
| 1,01
|
Выбор параметров силовых трансформаторов
Таблица 4.11 – Технические данные трансформаторов согласно каталога [4] (вариант 1)
| №
| Тип
| Sном.т.,кВА
| n, шт
| Uвн, кВ
| Uнн, кВ
| Uк, %
| ∆Pк, кВт
| ∆Pх, кВт
| Iхх,%
| | ТП1 (10/0,4)
| ТМГ-1600/10/0,4
| 1600
| 2
| 10
| 0,4
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
| | ТП2 (10/0,4)
| ТМГ-1600/10/0,4
| 1600
| 2
| 10
| 0,4
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
| | ТП3 (10/0,4)
| ТМГ-1250/10/0,4
| 1250
| 4
| 10
| 0,4
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| | ТП4 (10/0,4)
| ТМГ-630/10/0,4
| 630
| 2
| 10
| 0,4
| 5,5
| 7,6
| 1,05
| 1,2
| | ТП5 (10/0,4)
| ТМГ-630/10/0,4
| 630
| 2
| 10
| 0,4
| 5,5
| 7,6
| 1,05
| 1,2
| | ТП6 (10/0,4)
| ТМГ-1250/10/0,4
| 1250
| 2
| 10
| 0,4
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| | ТП7 (10/0,4)
| ТМГ-1600/10/0,4
| 1600
| 2
| 10
| 0,4
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
| | ТП8 (10/0,4)
| ТМГ-1250/10/0,4
| 1250
| 4
| 10
| 0,4
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| | ТП9 (10/0,4)
| ТМГ-1250/10/0,4
| 1250
| 4
| 10
| 0,4
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| | ТП10 (10/0,4)
| ТМГ-1600/10/0,4
| 1600
| 2
| 10
| 0,4
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
|
Таблица 4.12 – Технические данные трансформаторов согласно каталога [4] (вариант 2)
| №
| Тип
| Sном.т.,кВА
| n, шт
| Uвн, кВ
| Uнн, кВ
| Uк, %
| ∆Pк, кВт
| ∆Pх, кВт
| Iхх,%
| | ТП1 (10/0,4)
| ТМГ-1600/10/0,4
| 1600
| 2
| 10
| 0,4
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
| | ТП2 (10/0,4)
| ТМГ-1600/10/0,4
| 1600
| 2
| 10
| 0,4
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
| | ТП3 (10/0,4)
| ТМГ-1250/10/0,4
| 1250
| 4
| 10
| 0,4
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| | ТП4 (10/0,4)
| ТМГ-630/10/0,4
| 630
| 2
| 10
| 0,4
| 5,5
| 7,6
| 1,05
| 1,2
| | ТП5 (10/0,4)
| ТМГ-630/10/0,4
| 630
| 2
| 10
| 0,4
| 5,5
| 7,6
| 1,05
| 1,2
| | ТП6 (10/0,4)
| ТМГ-1250/10/0,4
| 1250
| 2
| 10
| 0,4
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| | ТП7 (10/0,4)
| ТМГ-1600/10/0,4
| 1600
| 2
| 10
| 0,4
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
| | ТП8 (10/0,4)
| ТМГ-1250/10/0,4
| 1250
| 4
| 10
| 0,4
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| | ТП9 (10/0,4)
| ТМГ-1250/10/0,4
| 1250
| 4
| 10
| 0,4
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| | ТП10 (10/0,4)
| ТМГ-1600/10/0,4
| 1600
| 2
| 10
| 0,4
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
|
После выбора параметров трансформаторов необходимо рассчитать потери мощности в них, возникающие при их эксплуатации.
Потери в трансформаторах подстанции ТП1(вариант 1):
После расчета потерь мощности в трансформаторах определим расчетную мощность на выводах к высокому напряжению с учетом всех потерь и компенсации реактивной мощностей.
Рассчитаем расчетную мощность на выводах к высокому напряжению КТП1:
Дальнейший расчет сведен в таблицы (см. таблица 4.13-4.14).
Таблица 4.13 – Расчет потерь в трансформаторах (вариант 1)
| № ТП
| n
| Sном, кВА
| Кз
| Кза
| ΔPхх, кВт
| ΔPкз, кВт
| Uк, %
| Iхх, %
| ΔPтр, кВт
| ΔQтр, кВт
| P,кВт
| Q, квар
| S, кВА
| | ТП1 (10/0,4)
| 2
| 1600
| 0,67
| 1,24
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
| 14,04
| 69,97
| 1862,45
| 662,07
| 1976,63
| | ТП2 (10/0,4)
| 2
| 1600
| 0,67
| 1,24
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
| 12,24
| 65,13
| 1712,73
| 1510,63
| 2283,73
| | ТП3 (10/0,4)
| 2
| 1250
| 0,58
| 1,08
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| 12,4
| 46,32
| 1545,6
| 1373,02
| 2067,38
| | ТП4 (10/0,4)
| 2
| 630
| 0,67
| 1,25
| 5,5
| 7,6
| 1,05
| 1,2
| 6,69
| 26,02
| 749,57
| 626,81
| 977,11
| | ТП5 (10/0,4)
| 1
| 630
| 0,56
| 1,13
| 5,5
| 7,6
| 1,05
| 1,2
| 12,84
| 58,45
| 699,73
| 839,56
| 1092,92
| | ТП6 (10/0,4)
| 2
| 1250
| 0,41
| 0,89
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| 5,5
| 40,01
| 1066,78
| 942,57
| 1423,54
| | ТП7 (10/0,4)
| 2
| 1600
| 0,58
| 1,04
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
| 9,07
| 58,19
| 1597,3
| 1329,06
| 2077,92
| | ТП8 (10/0,4)
| 2
| 1250
| 0,58
| 1,08
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| 9
| 37,04
| 1290,91
| 1721,36
| 2151,63
| | ТП9 (10/0,4)
| 2
| 1250
| 0,58
| 1,08
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| 9
| 37,04
| 1290,91
| 1721,36
| 2151,63
| | ТП10 (10/0,4)
| 2
| 1600
| 0,49
| 1,01
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
| 8,9
| 56,07
| 1706,58
| 1520,02
| 2285,36
|
Таблица 4.14 – Расчет потерь в трансформаторах (вариант 2)
| № ТП
| n
| Sном, кВА
| Кз
| Кза
| ΔPхх, кВт
| ΔPкз, кВт
| Uк, %
| Iхх, %
| ΔPтр, кВт
| ΔQтр, кВт
| P,кВт
| Q, квар
| S, кВА
| | ТП1 (10/0,4)
| 2
| 1600
| 0,67
| 1,24
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
| 14,04
| 69,97
| 1862,45
| 662,07
| 1976,63
| | ТП2 (10/0,4)
| 2
| 1600
| 0,67
| 1,24
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
| 12,24
| 65,13
| 1712,73
| 1510,63
| 2283,73
| | ТП3 (10/0,4)
| 2
| 1250
| 0,58
| 1,08
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| 12,4
| 46,32
| 1545,6
| 1373,02
| 2067,38
| | ТП4 (10/0,4)
| 2
| 630
| 0,67
| 1,25
| 5,5
| 7,6
| 1,05
| 1,2
| 6,69
| 26,02
| 642,73
| 569,88
| 858,99
| | ТП5 (10/0,4)
| 1
| 630
| 0,56
| 1,13
| 5,5
| 7,6
| 1,05
| 1,2
| 25,97
| 87,53
| 819,7
| 925,57
| 1236,36
| | ТП6 (10/0,4)
| 2
| 1250
| 0,41
| 0,89
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| 5,5
| 40,01
| 1173,62
| 999,5
| 1541,55
| | ТП7 (10/0,4)
| 2
| 1600
| 0,58
| 1,04
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
| 9,07
| 58,19
| 1597,3
| 1329,06
| 2077,92
| | ТП8 (10/0,4)
| 2
| 1250
| 0,58
| 1,08
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| 9
| 37,04
| 1290,91
| 1721,36
| 2151,63
| | ТП9 (10/0,4)
| 2
| 1250
| 0,58
| 1,08
| 6
| 12
| 1,75
| 1,0
| 9
| 37,04
| 1290,91
| 1721,36
| 2151,63
| | ТП10 (10/0,4)
| 2
| 1600
| 0,49
| 1,01
| 6
| 15,8
| 1,95
| 2
| 8,9
| 56,07
| 1706,58
| 1520,02
| 2285,36
|
Выбор кабельных линий в сети 10 кВ
Выбор кабеля в сети выше 1 кВ производится по следующим условиям:
1) выбор кабеля по допустимому току:
 ,
где  , А, определяется по таблице 1.3.7 [3]
 , А , (4.11)
 , А, (4.12)
где n – кол-во кабелей
2) По экономической плотности тока:
 , (4.13)
где jэк – экономическая плотность тока, которая зависит от числа часов использования максимума нагрузки, для механического завода с Tmax=4500ч и кабелями АПвПу jЭК=1,7 А/мм2, табл. 4.1[2]
Длительно допустимый ток (А) с учётом поправочных коэффициентов:
где Kt - поправочный коэффициент на температуру воздуха +250С, принимаем =1 по [3]
Kn - поправочный коэффициент на количество кабелей прокладываемых рядом, принимаем 0,9 при расстоянии между кабелями в свету 100 мм и при их числе равным 2 по [3].
При использовании кабелей могут быть кратковременные перегрузки, например, на период ликвидации аварии. В данных режимах увеличение температуры токоведущей жилы СПЭ-кабелей напряжением до 110 кВ включительно допускается до значения Θп.а= 130 °С. Соответствующие указанной температуре допустимые значения тока в режимах перегрузки определяются умножением допустимого длительного тока на коэффициент перегрузки кпер:
· при прокладке в земляной траншее k пер = 1,17,
· при открытой прокладке в воздухе k пер = 1,2
Проверка в послеаварийном режиме по формуле:
где 1,2 –поправочный коэффициент на допустимую перегрузку трехжильных кабелей при прокладке на воздухе, для кабелей с СПЭ - изоляцией по [9]
3) проверка по потере напряжения (%) по формуле:
 (4.14)
где Ip – расчетный ток (А);
L - длина кабеля (м);
r уд – удельное активное сопротивление (ом/км) [9];
х уд – удельное индуктивное сопротивление (ом/км) по [9].
 (4.15)
 (4.16)
где  согласно [2] для сети 6-10 кВ
Также необходимо рассчитать потери активной мощности в кабельной линии по формуле:
 (4.17)
где r0 – принимается по [9]
Произведем расчет для кабельной линии ГПП – ТП2,3,7 (вар. 1):
1) выбор кабеля по допустимому току:
Выбираем кабель 2хАПвПу 3х95 10кВ, I доп =330А согласно [9]
 определяется по [9]
2) по экономической плотности тока:
 ,
Условие выполняется.
Определяем длительно допустимый ток с учетом поправочных коэффициентов по формуле:
Произведем проверку в послеаварийном режиме по формуле:
Условие выполняется, принимаем кабель 2хАПвПу-3х95.
3) произведем проверку по потере напряжения по формуле:
 
Условие выполняется, сечение не изменяется.
Принимаем к прокладке кабель 2хАПвПу-3х95.
Расчет потерь активной мощности в кабельной линии:
Расчеты для остальных линий аналогичны и приведены в таблице 4.15 – 4.18
Таблица 4.15 – Выбор КЛ 10кВ (вариант1)
| Трасса
| Sp, кВА
| n
| Uн, кВ
| Ip, A
| Ip.max,A
| jэк
| Fэк,мм2
| Кабель
| Iдоп,А
| I'доп,A
| I'доп.пер,А
| | ГПП-ТП7
| 1555,45
| 2
| 10
| 44,9
| 89,8
| 1,7
| 83,72
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ТП7-ТП3
| 2067,38
| 2
| 10
| 59,68
| 119,96
| 1,7
| 83,72
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ТП3-ТП2
| 2283,73
| 2
| 10
| 65,93
| 131,85
| 1,7
| 83,72
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ГПП-ТП4
| 977,11
| 2
| 10
| 28,21
| 56,41
| 1,7
| 50,82
| АПвПу-3х70
| 270
| 243
| 291,6
| | ТП4-ТП5
| 1092,92
| 2
| 10
| 31,55
| 63,1
| 1,7
| 50,82
| АПвПу-3х70
| 270
| 243
| 291,6
| | ГПП-ТП6
| 1423,54
| 2
| 10
| 41,09
| 82,19
| 1,7
| 77,44
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ТП6-ТП8
| 2151,63
| 2
| 10
| 62,11
| 124,22
| 1,7
| 77,44
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ГПП-ТП1
| 1976,63
| 2
| 10
| 57,06
| 114,12
| 1,7
| 89,98
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ТП1-ТП9
| 2151,63
| 2
| 10
| 62,11
| 124,22
| 1,7
| 89,98
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ТП9-ТП10
| 2285,36
| 2
| 10
| 65,97
| 131,95
| 1,7
| 89,98
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ГПП-СД1цех14
| 1180
| 1
| 10
| 34,06
| 68,13
| 1,7
| 49,32
| АПвПу-3х50
| 210
| 189
| 226
| | ГПП-СД2цех14
| 1180
| 1
| 10
| 34,06
| 68,13
| 1,7
| 49,32
| АПвПу-3х50
| 210
| 189
| 226
| | ГПП-ДСП1цех12
| 4000
| 1
| 10
| 230,94
| 230,94
| 1,7
| 135,84
| АПвПу-3х150
| 690
| 621
| 745,2
| | ГПП-ДСП2цех12
| 4000
| 1
| 10
| 230,94
| 230,94
| 1,7
| 135,84
| АПвПу-3х150
| 690
| 621
| 745,2
| | ГПП-ДСП3цех12
| 4000
| 1
| 10
| 230,94
| 230,94
| 1,7
| 135,84
| АПвПу-3х150
| 690
| 621
| 745,2
| | ГПП-ДСП4цех12
| 4000
| 1
| 10
| 230,94
| 230,94
| 1,7
| 135,84
| АПвПу-3х150
| 690
| 621
| 745,2
|
Таблица 4.16 – Выбор КЛ 10кВ (вариант2)
| Трасса
| Sp, кВА
| n
| Uн, кВ
| Ip, A
| Ip.max,A
| jэк
| Fэк,мм2
| Кабель
| Iдоп,А
| I'доп,A
| I'доп.пер,А
| | ГПП-ТП1,3
| 2283,73
| 2
| 10
| 65,93
| 131,85
| 1,7
| 79,75
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ТП1-ТП3
| 2067,38
| 2
| 10
| 59,68
| 119,96
| 1,7
| 79,75
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ГПП-ТП2,7
| 1555,45
| 2
| 10
| 44,9
| 89,8
| 1,7
| 68,44
| АПвПу-3х70
| 270
| 243
| 291,6
| | ТП7-ТП2
| 2283,73
| 2
| 10
| 65,93
| 131,85
| 1,7
| 68,44
| АПвПу-3х70
| 270
| 243
| 291,6
| | ГПП-ТП4,6,8
| 977,11
| 2
| 10
| 28,21
| 56,41
| 1,7
| 79,18
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ТП4-ТП6
| 1423,54
| 2
| 10
| 41,09
| 82,19
| 1,7
| 79,18
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ТП6-ТП8
| 2151,63
| 2
| 10
| 62,11
| 124,22
| 1,7
| 79,18
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ГПП-ТП5,8,10
| 1092,92
| 2
| 10
| 31,55
| 63,1
| 1,7
| 88,14
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ТП8-ТП9
| 2151,63
| 2
| 10
| 62,11
| 124,22
| 1,7
| 88,14
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ТП9-ТП10
| 2285,36
| 2
| 10
| 65,97
| 131,95
| 1,7
| 88,14
| АПвПу-3х95
| 330
| 297
| 356,4
| | ГПП-СД1цех14
| 1180
| 1
| 10
| 34,06
| 68,13
| 1,7
| 49,32
| АПвПу-3х50
| 210
| 189
| 226
| | ГПП-СД2цех14
| 1180
| 1
| 10
| 34,06
| 68,13
| 1,7
| 49,32
| АПвПу-3х50
| 210
| 189
| 226
| | ГПП-ДСП1цех12
| 4000
| 1
| 10
| 230,94
| 230,94
| 1,7
| 135,84
| АПвПу-3х150
| 690
| 621
| 745,2
| | ГПП-ДСП2цех12
| 4000
| 1
| 10
| 230,94
| 230,94
| 1,7
| 135,84
| АПвПу-3х150
| 690
| 621
| 745,2
| | ГПП-ДСП3цех12
| 4000
| 1
| 10
| 230,94
| 230,94
| 1,7
| 135,84
| АПвПу-3х150
| 690
| 621
| 745,2
| | ГПП-ДСП4цех12
| 4000
| 1
| 10
| 230,94
| 230,94
| 1,7
| 135,84
| АПвПу-3х150
| 690
| 621
| 745,2
|
Таблица 4.17 – Потери напряжения и активной мощности в линиях 10 кВ (вариант 1)
| Трасса
| rуд, Ом/км
| худ, Ом/км
| L, км
| Кабель
| ΔU, В
| ΔU, %
| ΔPк.л., кВт
| | ГПП-ТП2,3,7
| 0,261
| 0,077
| 0,25
| АПвПу-3х95
| 10,68
| 0,11
| 0,31
| | ТП7-ТП3
| 0,261
| 0,077
| 0,19
| АПвПу-3х95
| 5,53
| 0,05
| 0,32
| | ТП3-ТП2
| 0,261
| 0,077
| 0,05
| АПвПу-3х95
| 1,13
| 0,01
| 0,07
| | ГПП-ТП4,5
| 0,208
| 0,059
| 0,14
| АПвПу-3х70
| 7,1
| 0,07
| 1,84
| | ТП4-ТП5
| 0,208
| 0,059
| 0,1
| АПвПу-3х70
| 6,41
| 0,06
| 1,5
| | ГПП-ТП6,8
| 0,208
| 0,059
| 0,16
| АПвПу-3х95
| 5,41
| 0,05
| 1,07
| | ТП6-ТП8
| 0,208
| 0,059
| 0,16
| АПвПу-3х95
| 4,65
| 0,05
| 0,8
| | ГПП-ТП1,9,10
| 0,208
| 0,059
| 0,26
| АПвПу-3х95
| 1,08
| 0,01
| 0,06
| | ТП1-ТП9
| 0,208
| 0,059
| 0,17
| АПвПу-3х95
| 0,69
| 0,01
| 0,04
| | ТП9-ТП10
| 0,261
| 0,077
| 0,06
| АПвПу-3х95
| 3,06
| 0,03
| 0,2
| | ГПП-СД1цех14
| 0,641
| 0,08
| 0,3
| АПвПу-3х50
| 2,38
| 0,02
| 0,34
| | ГПП-СД2цех14
| 0,641
| 0,08
| 0,3
| АПвПу-3х50
| 2,38
| 0,02
| 0,34
| | ГПП-ДСП1цех12
| 0,208
| 0,059
| 0,2
| АПвПу-3х150
| 5,67
| 0,06
| 3,32
| | ГПП-ДСП2цех12
| 0,208
| 0,059
| 0,2
| АПвПу-3х150
| 5,67
| 0,06
| 3,32
| | ГПП-ДСП3цех12
| 0,208
| 0,059
| 0,2
| АПвПу-3х150
| 5,67
| 0,06
| 3,32
| | ГПП-ДСП4цех12
| 0,208
| 0,059
| 0,2
| АПвПу-3х150
| 5,67
| 006
| 3,32
|
Таблица 4.18 – Потери напряжения и активной мощности в линиях 10 кВ (вариант 2)
| Трасса
| rуд, Ом/км
| худ, Ом/км
| L, км
| Кабель
| ΔU, В
| ΔU, %
| ΔPк.л., кВт
| | ГПП-ТП1,3
| 0,329
| 0,081
| 0,25
| АПвПу-3х95
| 21,22
| 0,21
| 0,02
| | ТП1-ТП3
| 0,329
| 0,081
| 0,18
| АПвПу-3х95
| 10,21
| 0,1
| 0,01
| | ГПП-ТП2,7
| 0,447
| 0,082
| 0,2
| АПвПу-3х70
| 2,61
| 0,03
| 0,32
| | ТП7-ТП2
| 0,447
| 0,082
| 0,27
| АПвПу-3х70
| 1,04
| 0,01
| 0,07
| | ГПП-ТП4,6,8
| 0,329
| 0,081
| 0,06
| АПвПу-3х95
| 7,1
| 0,07
| 1,84
| | ТП4-ТП6
| 0,329
| 0,081
| 0,14
| АПвПу-3х95
| 6,41
| 0,06
| 1,5
| | ТП6-ТП8
| 0,329
| 0,081
| 0,15
| АПвПу-3х95
| 5,41
| 0,05
| 1,07
| | ГПП-ТП5,8,10
| 0,329
| 0,081
| 0,24
| АПвПу-3х95
| 4,65
| 0,05
| 0,8
| | ТП8-ТП9
| 0,329
| 0,081
| 0,1
| АПвПу-3х95
| 1,08
| 0,01
| 0,06
| | ТП9-ТП10
| 0,329
| 0,081
| 0,07
| АПвПу-3х95
| 0,69
| 0,01
| 0,04
| | ГПП-СД1цех14
| 0,641
| 0,08
| 0,3
| АПвПу-3х50
| 2,38
| 0,02
| 0,34
| | ГПП-СД2цех14
| 0,641
| 0,08
| 0,3
| АПвПу-3х50
| 2,38
| 0,02
| 0,34
| | ГПП-ДСП1цех12
| 0,208
| 0,059
| 0,2
| АПвПу-3х150
| 5,67
| 0,06
| 3,32
| | ГПП-ДСП2цех12
| 0,208
| 0,059
| 0,2
| АПвПу-3х150
| 5,67
| 0,06
| 3,32
| | ГПП-ДСП3цех12
| 0,208
| 0,059
| 0,2
| АПвПу-3х150
| 5,67
| 0,06
| 3,32
| | ГПП-ДСП4цех12
| 0,208
| 0,059
| 0,2
| АПвПу-3х150
| 5,67
| 006
| 3,32
| 5 Технико – экономическое сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения завода
В повседневности энергетиков обычно используют технико-экономическое сравнение, если нужно прибегнуть к финансовому планированию промышленного предприятия – заводов, фабрик, предприятий легкой и тяжелой промышленности, металлургии и т.д. - одним словом, объектов в состав инвестиций которых входят расходы на приобретение (модернизацию) технологического оборудования.
Под использованием этого плана подразумевается проведение анализа, оценки экономической целесообразности реализации предлагаемого проекта. То есть, фактически производится сопоставление предполагаемых затрат и результатов, определение эффективности, и что немаловажно, установление сроков окупаемости.
В сравнении с бизнес-планом, технико-экономическое сравнение можно обозначить как менее развернутый документ, в котором очерчиваются специфические вопросы. В большинстве случаев разработка этого вида экономических расчетов требуется в том случае, ежели необходимо объяснить, почему имеет смысл выбрать именно это оборудование, технологию и т.д. Как правило, по сравнении с бизнес-планом в технико-экономическом обосновании выделяются возможности улучшения или реконструкции уже существующего предприятия.
Полученный в результате расчетов документ имеет ключевое значение для потенциальных инвесторов, так как вынуждает оценить экономическую удобность проекта и сроки возврата вложенных в него средств.
|
