Электроснабжение 8-го микрорайона города Оренбурга

Продолжение таблицы 23

12.4 Выбор аппаратуры защиты кабельных линий 0,4 кВ

Кабельные линии 0,4 кВ защищаются предохранителями типа ПН-2.

Выбор и проверку предохранителей рассмотрим на примере кабельной линии 0,4 кВ ТП-1 - жилой дом №1.

Кабельная линия выполнена кабелем марки АВВГ (3х35+1х16),
Iдоп = 135 А, Iр = 62,8 А; Iав = 125,6 А.

Т.к. предохранитель должен пропускать аварийный ток линии, то номинальный ток плавкой вставки должен быть больше аварийного тока.

Iн.пл.вст. ? Iав, (12.4.1)

Выбираем предохранитель типа ПН-2-250.

Uн.пр. = 380 В; Iном.пр. = 250 А; Iн.пл.вст. = 150 А; Iотк = 40 кА.

При замыкании на землю или нулевой провод должно соблюдаться условие:

Iн.пл.вст. ? Iкз(1) /3 (12.4.2)

где Iкз(1) - минимальный ток однофазного короткого замыкания, определяемый величиной полного сопротивления петли провода фаза-нуль.

Iкз(1) = Uф /Zп, (12.4.3)

где Zп - сопротивление петли фаза-нуль /8/;

Zп = 2,9 Ом/км для кабеля сечением жилы 35 мм2.

Iкз(1) = 220 /2,9*0,09 = 843 А;

150 < 843/3;

150 А < 281 А.

Выбранный предохранитель удовлетворяет условиям проверки. Предохранители остальных линий выбираем аналогично. Результаты расчетов снесены в таблицу 24.

Панели распределительных щитов серии ЩО-70 комплектуются рубильниками типа РПБ-3 на токи 100-630 А.

Таблица 24

Продолжение таблицы 24

13 Технико-экономическое сравнение двух вариантов схемы электроснабжения микрорайона

Выбор вариантов схемы электроснабжения производится на основе сопоставления двух вариантов: I - кольцевая схема (рисунок 8) и II - двухлучевая магистральная схема (рисунок 9).

Расчет производится по минимуму годовых приведенных затрат:

(12.1)

где Зi - приведенные годовые затраты по каждому варианту, т.руб.;

рн - нормативный коэффициент экономической эффективности, рн=0,12;

Кi - капитальные первоначальные вложения по каждому варианту, т.руб.;

Сi - ежегодные эксплуатационные расходы i-го варианта. т.руб.;

Уi - годовой ущерб от перерывов электроснабжения, т.руб.

1. Определение первоначальных капиталовложений по вариантам:

Суммарные капитальные вложения определяются по формуле:

(12.2)

где Ктп - капитальные затраты на строительство ТП, т.руб.;

Ккл - капитальные вложения на строительство кабельной линии, т.руб.

(12.3)

где Lкп - протяженность кабельной линии, км;

Куд.кi - удельная стоимость 1 км КП, т.руб.;

Куд.тi -удельная стоимость траншей в зависимости от числа кабелей:

1 кабель - Куд.тI =16,6 т.руб.

2 кабеля - Куд.кII=19.2 т.руб.

Куд.сi - стоимость разборки и восстановления асфальтовых дорожных покрытий при сооружении кабельных линий в городах; За траншею длиной 1 км и шириной 200 мм, Куд.сI =20 т.руб.; Куд.cII =30 т.руб.

Кn.кi - поправочный коэффициент, Кn.кi 1,1;

Кдоп - дополнительные затраты на кабельные конструкции, наружное освещение и заземление, принимается равным 0, т.к. кабель прокладывается в траншее.

)

Таблица 25

КклI=(0,54*1,1*(169,74+15,6+20)+1,16*1,1*(150,28+15,6+20))=

=359,15 т.руб.

КклII=2,78*(150,28+19,2+30)*1,1=610 т.руб.

Данные расчета затрат на строительство РП и ТП сведены в таблицу 26.

Таблица 26

Таблица верна для всех вариантов схем электроснабжения, т.к. количество оборудования на ТП и РП неизменно.

КI=4806,5+359,15=5165,65 тыс.руб.

КII=4806,5+610=5417 тыс.руб.

2. Определение ежегодных эксплуатационных расходов

(12.4)

где Сэ- стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс.руб.;

Со.т.- годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала, тыс.руб.;

Сс.н.- отчисления на социальные нужды, т.руб.;

Ср.э.- годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения, тыс.руб.;

Ср.с. - годовые затраты на ремонт строительной части, т.руб.;

Са - амортизационные отчисления на полное восстановление (реновацию) от основных фондов, тыс.руб.;

Со.с- платежи по оюязательному страхованию имущества, тыс.руб.;

Ск.р - затраты на оплату процентов по краткосрочным кредитам, тыс.руб.;

Спр - прочие расходы, тыс.руб;

Соб - общественные расходы, тыс.руб.

2.1 Определение стоимости потерь электроэнергии

(12.5)

где Zэ - одноставочный тариф на электрическую энергию;

ДW - годовые потери электроэнергии, кВт*ч;

Zэ=58 коп./кВт*ч

(12.6)

(12.7)

где ДРм - потери активной мощности, кВт;

фм = годовое число максимальных потерь, ч;

Тм - время использования максимальной нагрузки, ч;

Тм=3500 ч,

(12.8)

где ДРкл - потери мощности в кабельной линии при длительно допустимой токовой нагрузке, кВт;

ДРтр - потери мощности в трансформаторах, кВт.

Потери мощности в кабельной линии при длительно допустимой токовой нагрузке, определяется по формуле:

(12.9)

где I - расчетный ток, протекающий по кабельной линии, А;

с - удельное сопротивление для кабеля;

ААБ 35 мм2 - с=0,89 Ом/км;

ААБ 50 мм2 - с=0,62 Ом/км;

l - протяженность кабельной линии.

Расчеты потерь мощности в кабельной линии для двух вариантов схем приведены в таблице 27.

Таблица 27 - Расчет потерь мощности в кабельных линиях

Потери мощности в трансформаторах определяются по формуле:

(12.10)

Расчет потерь мощности в трансформаторах сведен в таблицу 28.

Таблица 28

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9