Установка КУ на стороне высокого напряжения ТП 10 кВ

6.2 Установка КУ на стороне высокого напряжения ТП 10 кВ

В этом случае Q_{КУ ВН} = Q_ВН =ΣQ_р.цi+ SDQ_тр, (7.13)

где Q_р.цi- расчётные реактивные нагрузки цехов, квар;

SDQ_тр – потери реактивной мощности в трансформаторах, квар;

Q_р.ВН= 10756 квар.

Предварительно определяем требуемое количество трансформаторов, для чего распределяем мощности ЭП,питающихся от одних и тех-же подстанций, по группам. После этого определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки с учетом прохождения через трансформаторы полной мощности нагрузки и потерь в трансформаторах, учитывая что потери DQ_тр уменьшают установленную мощность КУ на ВН (т.к. поток направлен от потребителя)

Далее аналогично п.7.1. Результаты расчета приведены в таблице 7.2

Приведенные потери мощности для n трансформаторов по (7.7 ):

∆P₂= (10*2,9 + (2*0,785 ²+4*0,768 ^{2 +}4*0,717² )*9,33)+

(14*5,3+(2*0,828 ² +2*0,715 ² + 1*0,538² + 3*0,786²+ 2*0,592 ² + 4*0,845^{2 )}*15,45) = (29+52,7)+(74,2+125,04) = 280,94кВт

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах по (7.8 ):

∆W₂ = 103,2*8760 + 177,74*4477 = 16,998*10⁵ кВт*ч

Стоимость потерь электроэнергии по ф-ле (7.9)

С_п2=0,015*16,998*10⁵= 25 496,6 = 25,496 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ по ф-ле (7.10)

З = р_Н К₂ + С_Э2 = р_Н К₂ +(С_а + С_т.р)К_2.+ С_п

K_КУ=2*K_ку500+ 3*К_ку450+19*К_ку330 =2*3,23 + 3*2,62 +19*2,33 = 58,59 тыс.у.е.

K_КТП=6*К_2*1000+2*К_1*1000 +5*К_2*630

K_КТП=6*30,65+2*15,5 +5*25,47= 342,25 тыс.у.е.

К₂ = K_КУ + K_КТП =58,59 + 342,25 =400,84тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №2

З₂=0,125*400,84+(0,03+0,064) 400,84+25,496= 113,28тыс.у.е.

 
6.3 Смешанная установка КУ “50/50” на стороне 0,38 кВ ина стороне 10 кВ

Согласно таблице 4.1 и по условию компенсации “50/50” мощности, подлежащие компенсации составят:

Q_{КУ НН} = Q_р.НН = = 4889,03 квар.

Q_{КУ ВН} = Q_р.ВН =  = 5378 квар.

Определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки с учетом прохождения через трансформаторы 50% реактивной мощности нагрузки и потерь в трансформаторах, учитывая что потери DQ_тр уменьшают установленную мощность КУ на ВН (т.к. поток направлен от потребителя)

Далее аналогично п.7.1. Результаты расчета приведены в таблице 7.3

∆P₃= (10*2,9 + (2*0,763 ²+4*0,748 ^{2 +}4*0,704² )*9,33)+

(14*5,3+(2*0,81 ² +2*0,878 ² + 1*0,525² + 3*0,772²+ 2*0,578 ² + 4*0,837^{2 )}*15,45) = (29+50,24)+(74,2+129,59) = 283,035кВт

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах по (7.8 ):

∆W₃ = 103,2*8760 + 179,83*4477 = 17,092*10⁵ кВт*ч

Стоимость потерь электроэнергии по ф-ле (7.9)

С_п3=0,015*17,092*10⁵= 25 637 = 25,637 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ по ф-ле (7.10)

З = р_Н К₃ + С_Э2 = р_Н К₃ +(С_а + С_т.р)К_3.+ С_п

K_КУ=4*K_ку150+ 13*К_ку220+5*К_ку300 +2*К_ку320 +17*К_ку330

K_КУ =4*2,15 + 13*3,15 +5*4,16 +2*4,4 +17*2,33 = 118,76 тыс.у.е.

K_КТП=6*К_2*1000+2*К_1*1000 +5*К_2*630

K_КТП=6*30,65+2*15,5 +5*25,47= 342,25 тыс.у.е.

К₃ = K_КУ + K_КТП =118,76 + 342,25 = 461,1тыс.у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта №3

З₃=0,125*400,84+(0,03+0,064) 400,84+25,496= 126,62тыс.у.е.

Таким образом суммарные годовые затраты для варианта №1 при сроке окупаемости 8 лет (p_Н=0,125) являются минимальными и отличаются от остальных вариантов более чем на 10% в пользу экономичности.

З₁ = 99,768 тыс.у.е.

З₂ =113,28 тыс.у.е.

З₃ = 126,62 тыс.у.е.

Принимаем к исполнению вариант компенсации реактивной мощности на низкой стороне ТП-0,38 кВ.

 
7. Выбор оптимального варианта внутреннего электроснабжения 7.1 Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода

Размещаем ЦРП в центре нагрузок, в точке с координатами Х = 291 м, Y = 339 м. Составим и проанализируем различные варианты схемы электроснабжения с целью выявления оптимального. Три варианта схем внутреннего электроснабжения завода показаны на рис.8.1, 8.2, 8.3.

Выбор оптимальной схемы внутреннего электроснабжения предприятия производится по минимуму приведенных затрат.

Приведенные затраты на кабельныхе линии определяются по формуле (8.1а)

З = р_Н К + С_Э = (р_Н +С_а + С_т.р)К + С_п

где К –. капитальные затраты на приобретение кабеля, тыс.у.е.

К_о –.удельная стоимость кабеля, тыс.у.е./км

р_Н - нормативный коэффициент экономической эффективности, р_Н = 0,125;

С_Э – ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. у.е./ год;

С_а - отчисления на амортизацию, С_а= 4,3% табл. 56.1 (3,526)

С_т.р – отчисления на текущий ремонт, С_т.р =2% табл. 56.1 (3,526);

С_п - стоимость потерь электроэнергии, тыс. у.е.

С_п = n*3*I_р²*R₀*l* β* τ

где n - число параллельно прокладываемых кабелей

I_p-расчетный ток кабеля, А,

l – длина кабельной линии, км.

b - стоимость потерь1 кВт*ч, β=1,5*10 ^-5кВт*ч/тыс.у.е;

R_o-удельное сопротивление кабеля,Ом/км

τ=4477ч.- время наибольших потерь

З_КЛ= n *(р_Н +С_а + С_т.р)*К + n*3*I_р²*R₀*l* β* τ (8.1б)

Расчетный ток кабельной линии находим по формуле:

, (8.2)

где Р_р -расчетная мощность ТП, кВт

U_н – номинальное напряжение кабеля, кВ

n – количество кабелей в линии

Расчетное сечение кабеля определяется по формуле:

, (8.3)

где j_э- экономическая плотность тока, А/мм². При Т_max=5909 ч по [2.628] j_э=1,2 А/мм².

Расчет приведенных затрат на кабельные линии представлен в табл.8.1,8.2.,8.3

В настоящих расчетах кабели питающие цеха высоковольтной нагрузки не учитываются т.к. во всех вариантах схем они не меняются. Из схем представленных на рис.8.1, 8.2, 8.3 составляем оптимальную. Учитывая сложность технико-экономического сравнения прокладки траншей для узлов по вариантам, чтобы избежать повторного счета (количество кабелей в траншеях по участкам для разных вариантов неодинаково) приведенные затраты на прокладку кабельных линий определим по формуле:

З_ПРОКЛ = р_нS(С_{к о}* l_КЛ) (8.4)

где С_{к о} –удельная стоимость 1м траншеи по количеству кабелей в ней,тыс.у.е;

l_КЛ – длина траншеи с одинаковым количеством кабелей в ней, м

Проведем расчет приведенных затрат на кабельную линию W11' питающую по магистральной схеме подстанции ТП11,ТП12, ТП13 от ЦРП. Таким образом по ней протекает ½ расчетной мощности цехов № 3, 6, 7,9, 23, 24, т.к. по условию надежности электроснабжения питание выполняется двумя кабелями - W11',W11'':

ЭП № 3, 6, 7,9, 23, - второй категории, ЭП №24 (3-ая категория)

P_11’= (P_р3 + P_р6+ P_р7+ P_р9 + P_р23 + P_р24)/2

P_11’=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/2 = 2049 кВт

Значение тока в кабеле определим по формуле (6,2):

I_p11’’= P_p11’ / (1,733*U_ном)

I_p11’’= 2049/ (1,733*10) = 118,44A

Определяем сечение жил кабеля по экономической плотности тока Jэ=1,2

F_p11’’ = I_p12 / 1,2 = 118,44/1,2= 98,7мм²

принимаем ближайшее стандартное сечение жил кабеля ААШв (3´120) по[4.124]

при I_доп=240А, R_o=0,258 Ом/км C_ко= 3,08 у.е.

Ток в линии W11’ при обрыве линии W11’’ наибольший и составляет:

I_a= (P_р3 + P_р6+ P_р7+ P_р9 + P_р23 + P_р24)/1,73*U_ном

I_a=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/1,73*10=4098/1,73*10 = 236,9А

Активное сопротивление кабеля при длине линии W11’ по плану (рис.8,1) L₁₂=200м:

R_11’= L₁₂* R_o=200*0,258 *10^-3 = 0,0516Ом

Стоимость кабеля при удельной стоимости 1м С_{к о} = 3,08 у.е.

С_к11’ = 200*3,08*10^-3 = 0,616 тыс.у.е.

Стоимость потерь электроэнергии в кабеле:

Сп_11’=3*118,44²*0,0516*0,015*4477*10^-6=0,146 тыс.у.е.

Общие приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию кабельной линии с учетом стоимости потерь энегии в ней при n=1 определим по формуле (6,1)

З₁₁ = (0,125+0,043+0,02)*0,616 + 3*118,44²*(0,258*200)*0,015*4477*10^-6= 0,262 тыс.у.е.

Рассчитаем аналогично все остальные кабели в этом варианте и все остальные варианты схемы электроснабжения и занесем результаты в табл. 8.1, 8.2, 8.3.Определим наиболее экономичный вариант, сравнивая стоимость узлов по вариантам.

Как видно из расчета, наиболее экономичным является 1-ый вариант состоящий из узлов:

Узел1 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=1,093 тыс.у.е./год

Узел2 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,565 тыс.у.е./год

Узел3 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,481 тыс.у.е./год

Узел4 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,77 тыс.у.е./год

Таким образом, оптимальным является первый вариант внутреннего электроснабжения,

С суммарными приведенными затратами:

З_S= 2,909 тыс.у.е.

Для оптимального варианта схемы электроснабжения проведем подсчет затрат на прокладку кабельных линий по участкам, в зависимости от количества кабелей в одной укладке – n (шт), проложенных в траншее или по помещению, и взависимости от длины прокладки линии – L (м). Учитываем что удельная стоимость одного километра линии различается по количеству кабелй в ней, и приведена в таблице для каждого числа кабелей(n) в отдельности. Например: для n = 1 Суд=1,27 тыс.у.е./км

Удельные стоимости прокладки кабельных линий взяты в соответствии с [4.130]

Приведенные затраты на прокладку кабельных линий составят:

З_ПРОКЛ= 0,125*5,62254 = 0,703 тыс.у.е.

Таким образом схема внутреннего электроснабжения на напряжении Uн=10кВ более экономически выгодна чем при напряжении Uн=6кВ,что видно из таблиц 8,4 и 8,5

Однако определяющим фактором в окончательном выборе являются:

а) приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки в

варианте сети на 10 кВ (отсутствуют в сети 6 кВ),

б) приведенные затраты на линиию W*ГПП-ЦРП при 10 и 6 кВ длинной L=1,5 км

в) приведенные затраты на линии питающие ВВ нагрузку

7.2 Расчет приведенных затраты на ТП 10/6 кВ

Определим минимальные приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки

Проанализируем два варианта питания трансформаторами 10/6 кВ разной мощности

Намечаем два типоразмера трансформаторов S_ном =1600 кВА и S_ном =2500 кВА:

Вариант 1. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х1600,

питающих цеха №20 Р_уст=1440 кВт, №21 Р_уст=1260 кВт.

С учетом коэффициента спроса, в соответствии с расчетом нагрузки завода суммарная расчетная мощность составит (по таблице 4.1) - Р_рS=2160кВт

Вариант 2. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х2500кВА при Р_рS=2160кВт

Данные которых, определенные аналогично п.7,.приведем в таблице 8.7

Таблица 8.7. Справочные данные трансформаторов

Sном, кВА	Uк,%	Iх,%	DPк, кВт	DРх, кВт	DQк, кВар	DQх, кВар	DРк', кВт	DРх', кВт	DP, кВт	DW, кВт*ч
1600	5,5	1,3	18	3,3	88	20,8	22,40	4,34	14,546	1,354х105
2500	5,5	1	23,5	4,6	55	14	14,95	3,15	11,519	1,533х105

Технико-экономическое сравнение варианта №1

Номинальные мощности трансформаторов определим из следующих выражений[2]

Sном ³ Р_р/1,4; (8.5)

Принимаем к установке следующие трансформаторы:

Т1,Т2: ТМ-1600/10 DP_х=3,3 кВт, DP_к=18,0 кВт, u_к=5,5%, i_о=1,3%, К_Т1=3,2 тыс.у.е.

Потери мощности и энергии в трансформаторах за год по (5.7)-(5.9):

DQ_х=1600*1,3/100= 20,8 квар, DQ_к =1600*5,5/100= 88 квар;

= 3,3+0,05*20,8= 4,34кВт, =18+0,05*88= 22,4 кВт,

К_з=2160 / 3200 = 0,675

ΔР₁₆₀₀= 4,34+0,675²*22,4 = 14,546 кВт.

Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов:

ΔР₁= 2*14,546 = 29,092 кВт.

Потери электроэнергии в трансформаторах за год:

DW₁= 2*4,34*8760+2*0,675²*14,546*4477=1,354 *10⁵ кВт*ч,

Стоимость потерь электроэнергии при стоимости потерь 1 кВт*ч с₀=0,015 у.е./кВт*ч:

С_п1=0,015*1,354*10⁵= 2,031 тыс.у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение:

К₁ = 2*К_Т = 2*3,2 = 6,4 тыс.у.е.,

Суммарные годовые затраты по первому варианту (ф-ла 5.10):

З₁= (0,125+0,064+0,03)6,4+ 2,031 = 3,433 тыс.у.е.

Технико-экономическое сравнение варианта №2

Таким образом принимаем к установке 2 одинаковых трансформатора по табл.8.1:

Т1, Т2: ТМ-2500/10 DP_х=4,6 кВт, DP_к= 23,5кВт, u_к=5,5%, i_о=1%, К_Т1= 4,6 тыс.у.е.,

Потери мощности и энергии в трансформаторах за год:

DQ_х= 2500*1/100 = 25 квар, DQ_к=2500*5,5/100 = 137,5 квар;

= 4,6+0,05*25 = 5,85 кВт, =23,5+0,05*137,5 = 30,375 кВт,

Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов найдем по формуле:

К_з,2 = 2160 / (2*2500) = 0,432

ΔР₂₅₀₀ = 5,85+0,432²*30,375 = 11,519 кВт.

ΔР₁= 2*11,519 = 23,029 кВт.

Потери электроэнергии в трансформаторах за год:

DW₂= 2*(5,85*8760 +0.432² *30,375 * 4477) = 1,533 *10⁵ кВт*ч,

Стоимость потерь электроэнергии:

С_п2=0,015*1,533 *10⁵= 2,3 тыс.у.е./год,

Общие капиталозатраты на сооружение:

К₂ = 2*К_Т= 2*4,6 = 9,2 тыс.у.е.,

Суммарные годовые затраты по второму варианту:

З₂= (0,125+0,064+0,03)9,2+ 2,3 = 4,315 тыс.у.е./год

Таким образом, сравнивая приведенные затраты двух вариантов:

З₁= 3,433 тыс.у.е., З₂=4,315 тыс.у.е. /год,

Приходим к выводу, что второй вариант 2´1600кВА является наиболее экономичным

Для питания высоковольтной нагрузки определяем два трансформатора ТМ-1600/10.

Таким образом, приведенные затраты на ТП10/6кВ для питания высоковольтной нагрузки составят:

З_{10/ 6} = 3,433 тыс.у.е.

7.3 Расчет приведенных затрат на кабельные линии питающие предприятие и высоковольтную нагрузку при напряжении “6кВ” и ”10кВ”

 

Аналогично пункту 6 проведем расчет в табличной форме для вариантов 6 и 10 кВ:

Суммарная потребляемая мощность завода с учетом компенсации реактивной мощности на низкой стороне с учетом потерь мощности в распределительной сети согласно табл.4.1 Р_з =14548,1 кВт

Высоковольтная нагрузка получает питание непосредственно от ЦРП, либо посредством понижающей подстанции ТП5 10/6 кВ, расположенной вблизи ЭП №20, №21

Определение аварийной токовой нагрузки кабельной линии W14 ГПП-ЦРП затрудительно так как сложно оценить одновременный выход из строя нескольких из шести кабелей, состовляющих линию.

Сведем результаты расчета пункта 8 в таблицу 8.9:

Таблица 8.9. Результаты сравнения затрат для вариантов ”6кВ” и “10 кВ”

Сравниваемые участки	Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е.
	ЗП 6кВ	ЗП 10кВ
затраты на линии W1-W13	4,0241	2,9091
затраты на КТП 10/6 кВ	-	3,433
затраты на линиию W14 (ГПП-ЦРП)	20,308	13,766
затраты на линии питающие ВВ нагрузку	0,303	0,321
затраты прокладки кабельных линий	0,703	0,703
Итого:	25,338	21,132

Как видно из расчета, выполнение сети на напряжение Uн=10кВ значительно дешевле. Таким образом признаем экономичным вариант “10 кВ” при суммарных приведенных затратах: З_S10= 21,132 тыс.у.е.

7.4 Технико-экономический расчет по оптимальному варианту

Воспользуемся результатами расчета по выбору сечений кабельных линий по оптимальному варианту (табл. 8,4) и проведем технико-экономическое сравнение сечений с целью определения минимума затрат(рис. 8,4), взяв из расчета значения токов и длин линий, на примере кабельной линии W1.

Расчет проведем в соответствии с методикой, приведенной в [5,59]Результаты расчета занесем в таблицу 8,10

По табл 8,4 - I_p12’’ = 36A, L = 380 м

Найдем приведенные затраты на линию по формуле (3,1) для нескольких стандартных сечений жил начиная с F = 25мм² (F=(3´25) I_доп=90А, R_o=1,24 Ом/км C_ко=1,76у.е.)

- приведенный допустимый ток по формуле:

I’_доп1 = 0,9 I_доп1 (8,7)

I’_доп1= 0,9 *90 =81 A

- потери активной мощности в линии при действительной нагрузке по формуле:

DP₁ =3 (I’_доп1)²× R_o1 × L₁ × (Кз₁)² (8,8)

DP₁ =3 (81)²× 1,24 × 380 × (0,4)²*10^-6= 1,484 кВт

- потери электроэнергии в линии по формуле:

DW₁ = DP₁ × Tmax (8,9)

DW₁ = 1,484× 5909.32 = 8769,1 кВт×ч/год

- капитальные затраты на линию по формуле:

K₁= L₁ × C_o1 (8,10)

K₁= 380× 1,76= 669 тыс.у.е.

- стоимость потерь электроэнергии в линии по формуле:

С_п1 = DW₁ × b (8,11)

С_п1 = 8769,1× 0,015 = 131,54 у.е./год

- суммарные приведенные затраты по формуле:

З₁ =(0,125 +0,043+0,02)× К₁ +C_п1 (8,12)

З₁ =(0,125 +0,043+0,02)× 669 + 131,54= 257,27 у.е./год

Аналогичным образом просчитываем последующие большие сечения стандартного ряда, предпологая уменьшение приведенных затрат в связи с уменьшением потерь электроэнергии в кабеле. Это связано с тем что сопротивление жил кабеля с увеличением сечения, уменьшается. Результаты заносим в таблицу 8.10

По минимальной величине суммарных приведенных затрат выбираем оптимальное сечение кабеля. Для линии W1 таким сечением станет F=(3х50)мм² при минимальных затратах З₁= 216,51 у.е.

Таблица 8.10. Результаты технико-экономическое сравнение сечений (рис.8.4)

Wi	F,	Iдоп,	I'доп	RO,	Ko	L,	Ipасч,	Kз	DР	DW	К	Сп,	ЗП
№	мм2	A		Ом/км	уе/м	км	A		кВт	кВт ч/год	уе	уе/год	уе/год
1	25	90	81	1,24	1,76	0,38	36,0	0,400	1,484	8769,1	669	131,54	257,27
	35	115	103,5	0,89	1,88	0,38	36,0	0,313	1,065	6293,9	714	94,41	228,72
	50	140	126	0,62	2,11	0,38	36,0	0,257	0,742	4384,5	802	65,77	216,51
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,38	36,0	0,218	0,530	3132,8	904	46,99	217,02
2	25	90	81	1,24	1,76	0,49	35,4	0,393	1,849	10927,5	862	163,91	326,04
	35	115	103,5	0,89	1,88	0,49	35,4	0,308	1,327	7843,2	921	117,65	290,83
	50	140	126	0,62	2,11	0,49	35,4	0,253	0,925	5463,8	1034	81,96	276,33
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,49	35,4	0,214	0,661	3904,0	1166	58,56	277,80
	25	90	81	1,24	1,76	0,39	53,7	0,596	3,382	19988,0	686	299,82	428,86
3	35	115	103,5	0,89	1,88	0,39	53,7	0,467	2,428	14346,2	733	215,19	353,04
	50	140	126	0,62	2,11	0,39	53,7	0,383	1,691	9994,0	823	149,91	304,62
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,39	53,7	0,325	1,208	7140,9	928	107,11	281,61
	95	205	184,5	0,326	2,76	0,39	53,7	0,262	0,889	5254,9	1076	78,82	281,19
	120	240	216	0,258	3,08	0,39	53,7	0,224	0,704	4158,8	1201	62,38	288,21
4'	25	90	81	1,24	1,76	0,24	37,9	0,421	1,036	6122,2	422	91,83	171,24
4''	35	115	103,5	0,89	1,88	0,24	37,9	0,329	0,744	4394,2	451	65,91	150,74
	50	140	126	0,62	2,11	0,24	37,9	0,270	0,518	3061,1	506	45,92	141,12
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,24	37,9	0,229	0,370	2187,2	571	32,81	140,19
	95	205	184,5	0,326	2,76	0,24	37,9	0,185	0,272	1609,5	662	24,14	148,67
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,13	111,0	0,673	1,724	10189,1	309	152,84	211,00
5'	95	205	184,5	0,326	2,76	0,13	111,0	0,541	1,269	7498,1	359	112,47	179,93
	120	240	216	0,258	3,08	0,13	111,0	0,463	1,004	5934,1	400	89,01	164,29
	150	275	247,5	0,206	3,5	0,13	111,0	0,404	0,802	4738,1	455	71,07	156,61
	185	310	279	0,167	4,01	0,13	111,0	0,358	0,650	3841,0	521	57,62	155,62
	240	355	319,5	0,129	4,8	0,13	111,0	0,313	0,502	2967,0	624	44,5	161,82
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,13	97,1	0,588	1,319	7797,0	309	116,96	175,12
5'	95	205	184,5	0,326	2,76	0,13	97,1	0,474	0,971	5737,8	359	86,07	153,52
	120	240	216	0,258	3,08	0,13	97,1	0,405	0,768	4540,9	400	68,11	143,39
	150	275	247,5	0,206	3,5	0,13	97,1	0,353	0,614	3625,7	455	54,39	139,93
	185	310	279	0,167	4,01	0,13	97,1	0,313	0,497	2939,3	521	44,09	142,09
	50	140	126	0,62	2,11	0,226	76,2	0,544	1,975	11673,8	477	175,11	264,76
6'	70	165	148,5	0,443	2,38	0,226	76,2	0,462	1,412	8341,1	538	125,12	226,24
6''	95	205	184,5	0,326	2,76	0,226	76,2	0,372	1,039	6138,2	624	92,07	209,34
	120	240	216	0,258	3,08	0,226	76,2	0,317	0,822	4857,8	696	72,87	203,73
	150	275	247,5	0,206	3,5	0,226	76,2	0,277	0,656	3878,7	791	58,18	206,89
7'	25	90	81	1,24	1,76	0,11	35,9	0,399	0,428	2528,6	194	37,93	74,33
7''	35	115	103,5	0,89	1,88	0,11	35,9	0,312	0,307	1814,9	207	27,22	66,10
	50	140	126	0,62	2,11	0,11	35,9	0,257	0,214	1264,3	232	18,96	62,60
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,11	35,9	0,218	0,153	903,3	262	13,55	62,77
	50	140	126	0,62	2,11	0,08	62,4	0,446	0,470	2776,0	169	41,64	73,37
8	70	165	148,5	0,443	2,38	0,08	62,4	0,378	0,336	1983,5	190	29,75	65,55
	95	205	184,5	0,326	2,76	0,08	62,4	0,305	0,247	1459,6	221	21,89	63,40
	120	240	216	0,258	3,08	0,08	62,4	0,260	0,195	1155,2	246	17,33	63,65
	35	115	103,5	0,89	1,88	0,2	65,9	0,573	1,878	11100,3	376	166,50	237,19
9	50	140	126	0,62	2,11	0,2	65,9	0,471	1,309	7732,8	422	115,99	195,33
	70	165	148,5	0,443	2,38	0,2	65,9	0,399	0,935	5525,2	476	82,88	172,37
	95	205	184,5	0,326	2,76	0,2	65,9	0,321	0,688	4066,0	552	60,99	164,77
	120	240	216	0,258	3,08	0,2	65,9	0,275	0,545	3217,8	616	48,27	164,08
	150	275	247,5	0,206	3,5	0,2	65,9	0,240	0,435	2569,3	700	38,54	170,14

По результатам расчета, выбираем сечения кабелей, соответствующие минимуму приведенных затрат, как правило большее сечение.

Таким образом, суммарные приведенные затраты, при выбранных оптимальных сечениях кабелей и прочих равных условиях составят:

Таблица 8.9

Результаты расчета затрат для оптимального варианта “10 кВ”

Сравниваемые участки	Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е./год
	ЗП 10кВ
затраты на линии W1-W13	3,0648
затраты на КТП 10/6 кВ	3,433
затраты на линиию W14 (ГПП-ЦРП)	12,781
затраты на прокладку кабельных линий	0,703
Итого:	19,982