Параметры электроснабжения промышленных предприятий

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Курсовой проект

по курсу «Электропитающие системы и сети»

Содержание

1. Данные для расчета

2. Расчет параметров схемы

3. Расчет сечения питающей ЛЭП

4. Электрический расчет электропередачи 110кВ

5. Определение напряжений и потерь напряжения

6. Построение диаграммы отклонения напряжений

7. Определение потерь электроэнергии

8. Расчет токов короткого замыкания

9. Выбор и проверка аппаратуры на термическую и электродинамическую устойчивость

10. Определение годовых эксплуатационных расходов и себестоимости передачи электроэнергии

Список использованных источников

1. Данные для расчета

1. По заданным значениям отдельных электрических нагрузок, расположенных на территории района, определить суммарную расчетную нагрузку.

2. Определить категорийность потребителя, выбрать число и мощность трансформаторов ГПП и сечения питающей ЛЭП.

3. Выполнить электрический расчет воздушной ЛЭП 110кВ, построить диаграмму отклонений напряжения.

4. Определить годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электрической энергии.

5. Составить принципиальную схему электропередачи и выбрать электрооборудование.

6. Рассчитать токи короткого замыкания, проверить аппаратуру на термическую и электродинамическую устойчивость.

Таблица 1. Нагрузки ГПП

Категория потребителя

Наименование нагрузки

Р, кВт

cos

tg

1

2

Ремонтно-механический завод

Р1

cos1

tg1

2

2

Завод железобетонных изделий

Р2

cos2

tg2

3

1

Котельная

Р3

cos3

tg3

4

2

Станция технич. обслуживания

Р4

cos4

tg4

5

2

Завод металлоконструкций

Р5

cos5

tg5

6

3

Прочая нагрузка

Р6

cos6

tg6

Исходные данные. Таблица 2.

Р1, МВт

Р2, МВт

Р3, МВт

Р4, МВт

Р5, МВт

Р6, МВт

8,2

4,5

3,56

2,91

1,91

0,21

Cosц1

Cosц2

Cosц3

Cosц4

Cosц5

Cosц6

0,806

0,856

0,906

0,856

0,756

0,906

tgц1

tgц2

tgц3

tgц4

tgц5

tgц6

0,7344

0,604

0,4672

0,604

0,866

0,467

L, км

в, коп.

Тм, час

Umax, %

Umin, %

Краз

53

9

4940

-5

5

0,85

2. Расчет параметров схемы

Определяем расчетную суммарную активную мощность

Определяем расчетную суммарную реактивную мощность

Определяем расчетную суммарную полную мощность

Определяем мощность трансформаторов

Проверяем правильность расчета

Принимаем номинальную мощность трансформатора

Таблица 3. Технические данные трансформатора

Тип

Номинальная мощность, МВА

Потери, кВт

Ток ХХ, Iхх %

Напряжение КЗ, uк %

ХХ

КЗ

ТДН-16 000/110

16

18

85

0,7

10,5

Выбираем схему РУ 110/10 кВ двухтрансформаторной тупиковой подстанции в виде двух блоков с двумя секциями шин, выключателями с разъединителями и не автоматической перемычкой со стороны линии.

Рис. 1. Схема подстанции 110/10 кВ.

Выбираем схему подстанции 110/10 кВ.

Рис. 2. Схема Р У 110/10 кВ.

3. Расчет сечения питающей ЛЭП

Определяем ток расчетный

Определяем сечение провода

Выбираем провод АС-70/11

Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации

Проверяем провод по условию коронирования

Определяем максимальное значения начальной и критической напряженности электрического поля

,

где r0 — радиус провода, см;

Определяем среднее геометрическое расстояние между проводами фаз

,

где — расстояние между соседними фазами, см.

Определяем напряженность электрического поля около провода

Согласно условию проверки на корону:

Условие выполняется

4. Электрический расчет электропередачи 110кВ

Рис. 3. Схема замещения ЛЭП и трансформатора

где: rл, xл — активное и индуктивное сопротивление линии, Ом; rт, xт — активное и индуктивное сопротивление трансформатора, Ом; Gт, Bт -активная и индуктивная проводимость трансформатора, См; Вл — емкостная проводимость линии, См; SГПП — мощность на шинах 10кВ, МВА

Определяем активное сопротивление двухцепной линии

,

где r0 — активное сопротивление одного километра линии, Ом/км; l — длина линии, км.

Определяем индуктивное сопротивление двухцепной линии

электропередача напряжение ток замыкание

,

где x0 — индуктивное сопротивление одного километра двухцепной линии, Ом/км.

Определяем емкостную проводимость двухцепной линии

,

где В0 — емкостная проводимость одного километра линии, См/км;.

Определяем активное сопротивление двух трансформаторов, электрически связанных на стороне 110 кВ

,

где Рм — потери мощности при коротком замыкании, кВт (потери активной мощности в меди); Sн — номинальная мощность трансформатора, кВА; Uн — номинальное напряжение основного вывода трансформатора, кВ.

Определяем индуктивное сопротивление двух трансформаторов, электрически связанных на стороне 110 кВ

,

где Uк — напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

Определяем проводимости трансформаторов

,

где Рст — потери активной мощности в стали трансформатора, приближенно равные потерям мощности при холостом ходе, кВт; I0 — ток холостого хода, %.

Определяем зарядную емкостную мощность двухцепной линии

Определяем потери мощности в обмотках и проводимостях трансформаторов для ГПП

Определяем потери реактивной мощности в стали трансформатора

Определяем потери мощности в проводимостях трансформаторов

Определяем мощность в начале расчетного звена трансформаторов

Определяем мощность подводимую к трансформаторам

Определяем мощность линии в конце передачи

Определяем потери мощности в сопротивлениях линии

Определяем мощность в начале линии

5. Определение напряжений и потерь напряжения

Определяем параметры для режима максимальной нагрузки

Определяем напряжение в центре питания на шинах районной подстанции

,

где Umax — отклонение напряжения в ЦП; Uн — номинальное напряжение 110кВ.

Определяем потерю напряжения в линии

Определяем напряжение в конце ЛЭП

Определяем потерю напряжения в линии в %

Определяем отклонение напряжения в конце ЛЭП в %

Определяем потерю напряжения в трансформаторе

Определяем напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному

Определяем потерю напряжения в % на трансформаторе

Определяем отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора

,

где UТ — «добавка» напряжения трансформатора.

Для трансформаторов с напряжением 110кВ и выше, UТ определяется следующими цифрами:

Ответвление +16% UТ=5%;

Ответвление — 0% UТ=10%;

Ответвление -16% UТ=16%.

Определяем параметры для режима минимальной нагрузки

Определяем напряжение в центре питания на шинах районной подстанции

,

где Umin — отклонение напряжения в ЦП; Uн — номинальное напряжение 110кВ.

Определяем потерю напряжения в линии

Определяем напряжение в конце ЛЭП

Определяем потерю напряжения в линии в %

Определяем отклонение напряжения в конце ЛЭП в %

Определяем потерю напряжения в трансформаторе

Определяем напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному

Определяем потерю напряжения в % на трансформаторе

Определяем отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора

,

где UТ — «добавка» напряжения трансформатора.

Для трансформаторов с напряжением 110кВ и выше, UТ определяется следующими цифрами:

Ответвление +16% UТ=5%;

Ответвление — 0% UТ=10%;

Ответвление -16% UТ=16%.

6. Построение диаграммы отклонения напряжений

По полученным данным из раздела 5 строим диаграмму отклонения напряжения для максимальной и минимальной нагрузки

Рис. 4. Диаграмма отклонения напряжения.

Из построенной диаграммы видно, что все отклонения находятся в пределах нормы.

7. Определение потерь электроэнергии

Определяем время максимальных потерь

Определяем потери электроэнергии в двухцепной линии

где r0 — активное сопротивление провода, Ом/км; Uн — номинальное напряжение линии, кВ; Sp — расчетная мощность, кВА; l — длина ЛЭП, км; - время максимальных потерь, ч.

Определяем потери электроэнергии в трансформаторах ГПП

где Рм. н — потери активной мощности в обмотках трансформатора при номинальной нагрузке (потери короткого замыкания), кВт; Рст — потери активной мощности в стали трансформатора (потери холостого хода), кВт; Sн — номинальная мощность трансформатора, кВА; Sр — максимальная расчетная мощность, преобразуемая трансформаторами подстанции, МВА; m — число трансформаторов на подстанции; t — время, в течение которого трансформатор находится под напряжением (принять в расчетах t=8760ч), ч.

Определяем полные потери электрической энергии

где — потери электроэнергии в электрической сети.

8. Расчет токов короткого замыкания

Для схемы электропередачи (ЛЭП, трансформатор) с питанием от источника неограниченной мощности схему замещения для расчета 3х фазного тока короткого замыкания можно представить в следующем виде (рис. 5.).

Рис. 5. Схема замещения для расчета токов КЗ

Определяем индуктивное результирующее сопротивление до точки замыкания К1

Определяем индуктивное результирующее сопротивление до точки замыкания К2

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К1

Определяем ударный ток для точки К1

Приводим сопротивление ЛЭП-110 к напряжению 10 кВ

Определяем сопротивление трансформатора

Определяем индуктивное результирующее сопротивление

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К2

Определяем ударный ток для точки К2

9. Выбор и проверка аппаратуры на термическую и электродинамическую устойчивость

Проведем распределение мощностей нагрузок по группам.

Таблица 4. Распределение мощности нагрузок по группам.

№ п.п.

Потребитель

Общая мощность, МВт

Мощность групп, МВт

1

Ремонтно-механический завод

8,2

2,8/2,6/2,8

2

Завод железобетонных изделий

4,5

1,7/2,8

3

Котельная

3,56

2,0/1,56

4

Станция технич. обслуживания

2,91

1,41/1,5

5

Завод металлоконструкций

1,91

1,0/0,91

6

Прочая нагрузка

0,21

0,21

Распределяем группы предварительно по фидерам, секциям, вводам.

Таблица 5. Предварительные фидеры нагрузок.

№ ввода

№ фидера

Потребитель

Мощность фидера, МВт

1

Ф-1

Ремонтно-механический завод

2,8

Ф-2

Ремонтно-механический завод

2,6

Ф-3

Котельная

1,56

Ф-4

Станция технич. обслуживания

1,41

Ф-5

Завод металлоконструкций

1,7

Ф-6

Завод железобетонных изделий

0,91

2

Ф-7

Ремонтно-механический завод

2,8

Ф-8

Котельная

2,0

Ф-9

Станция технич. обслуживания

1,5

Ф-10

Завод железобетонных изделий

2,8

Ф-11

Завод металлоконструкций

1,0

Ф-12

Прочая нагрузка

0,21

Определяем нагрузки на фидерах

Определяем полную мощность фидера Ф-1

Определяем ток фидера Ф-1

Определяем полную мощность фидера Ф-2

Определяем ток фидера Ф-2

Определяем полную мощность фидера Ф-3

Определяем ток фидера Ф-3

Определяем полную мощность фидера Ф-4

Определяем ток фидера Ф-4

Определяем полную мощность фидера Ф-5

Определяем ток фидера Ф-5

Определяем полную мощность фидера Ф-6

Определяем ток фидера Ф-6

Определяем полную мощность фидера Ф-7

Определяем ток фидера Ф-7

Определяем полную мощность фидера Ф-8

Определяем ток фидера Ф-8

Определяем полную мощность фидера Ф-9

Определяем ток фидера Ф-9

Определяем полную мощность фидера Ф-10

Определяем ток фидера Ф-10

Определяем полную мощность фидера Ф-11

Определяем ток фидера Ф-11

Определяем полную мощность фидера Ф-12

Определяем ток фидера Ф-12

Определяем ток ввода № 1, ввода № 2, секционного выключателя, разъединителя при протекании всей мощности по аварийному току трансформатора на стороне 10 кВ

Полученные данные заносим в таблицу

Таблица 6. Расчетные токи по ячейкам.

№ п.п.

Ячейка

PH, МВт

SH, МВА

IH, А

1.

Ввод № 1

10,98

13,259

1293

2.

Ввод № 2

10,31

12,259

1293

3.

Секционный выключатель

18,097

21,618

1293

4.

Секционный разъединитель

-

-

1293

5.

Фидер № 1

2,8

3,474

200,57

6.

Фидер № 2

2,6

3,226

186,25

7.

Фидер № 3

1,56

1,722

99,42

8.

Фидер № 4

1,41

1,647

95,09

9.

Фидер № 5

1,7

1,986

114,66

10.

Фидер № 6

0,91

1,204

69,51

11.

Фидер № 7

2,8

3,474

200,57

12.

Фидер № 8

2,0

2,207

127,42

13.

Фидер № 9

1,5

1,752

101,15

14.

Фидер № 10

2,8

3,271

188,25

15.

Фидер № 11

1,0

1,323

76,38

16.

Фидер № 12

0,21

0,232

13,4

Выбираем оборудование на стороне низшего напряжения 10 кВ.

Выбираем комплектное распределительное устройство серии К-63 предприятия ОАО «Самарский завод «Электрощит»

Выбираем выключатели напряжением 10 кВ

Выбираем выключатели ввода № 1, ввода № 2, секционного выключателя, разъединителя.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

где IT, tT — нормированные ток и время термической стойкости аппарата; iу, iдин — соответственно расчетное значение амплитуды ударного тока и амплитудный ток динамической стойкости аппарата; В — тепловой импульс

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель ВБТЭ-М-10−20/1600 У2 (3 шт.)

Таблица 7. Паспортные данные выключателя ВБТЭ-М-10−20/1600 У2.

UH, кВ

IH, А

Ток термической стойкости, кА

Время

термической стойкости аппарата, с

Электродинам. стойкость, кА

Собственное время отключения,

мс

10

1600

20

3

51

30

Выбираем выключатели отходящих линий.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

где IT, tT — нормированные ток и время термической стойкости аппарата; iу, iдин — соответственно расчетное значение амплитуды ударного тока и амплитудный ток динамической стойкости аппарата; В — тепловой импульс

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель ВБТЭ-М-10−20/630 У2 (16 шт.)

Таблица 8. Паспортные данные выключателя ВБТЭ-М-10−20/630 У2.

UH, кВ

IH, А

Ток термической стойкости, кА

Время

термической стойкости аппарата, с

Электродинам. стойкость, кА

Собственное время отключения,

мс

10

630

20

3

51

30

Выбираем трансформаторы тока ТЛК-10−31,5 У3

Рассмотрим правильность выбора трансформаторов тока на примере ввода № 1, ввода № 2, секционного выключателя

Таблица 9. Паспортные данные трансформатора тока ТЛК-10−31,5 У3.

UH, кВ

Ток термической стойкости, кА

Время

термической стойкости аппарата, с

Электродинам. стойкость, кА

Класс точности обмотки: 0,5S

для измерения

для защиты

10

31,5

3

81

0,5

10P

Проверяем трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость

Таблица 10. Размещение трансформаторов тока по ячейкам.

№ п.п.

Ячейка

IH, А

IHТТ, А

1.

Ввод № 1

1293

1600/5

2.

Ввод № 2

1293

1600/5

3.

Секционный выключатель

1293

1600/5

4.

Секционный разъединитель

1293

-

5.

Фидер № 1

200,57

300/5

6.

Фидер № 2

186,25

200/5

7.

Фидер № 3

99,42

100/5

8.

Фидер № 4

95,09

100/5

9.

Фидер № 5

114,66

150/5

10.

Фидер № 6

69,51

75/5

11.

Фидер № 7

200,57

300/5

12.

Фидер № 8

127,42

150/5

13.

Фидер № 9

101,15

150/5

14.

Фидер № 10

188,25

200/5

15.

Фидер № 11

76,38

100/5

16.

Фидер № 12

13,4

30/5

Выбираем трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ 1−1

Таблица 11. Паспортные данные трансформатора тока ТЗЛМ 1−1.

Тип реле

Используемая шкала реле, А

Уставка тока

срабатывания, А

Чувствительность защиты (первичный ток, А), не более

при работе с одним трансформатором

Последоват.

соединен.

трансформ.

Параллельн.

соединен. трансформ.

РТ-140/0,2

0,1−0,2

0,1

8,5

10,2

12,5

РТЗ-51

0,02−0,1

0,03

2,5

3,2

4,8

Выбираем трансформатор напряжения для ячейки ТН-1, ТН-2.

Принимаем трансформатор напряжения антирезонансный НАМИТ-10−2 УХЛ2.

Таблица 12. Паспортные данные трансформатора НАМИТ-10−2 УХЛ2.

UH, кВ

Предельная мощность, ВА

10/0,1/ 0,1/3

1000/900/100

Схема и группа соединений обмоток эквивалентна схеме трёхфазного трансформатора

У / Ун / п -- 0. Трансформатор выдерживает однофазные металлические замыкания сети на «землю» без ограничения длительности. Трансформатор устойчив к токам феррорезонанса.

Выбираем трансформатор напряжения для ячейки ТСН-1, ТСН-2.

Принимаем трансформатор масляный трехфазный типа ТСКС-40/145/10

Таблица 13. Паспортные данные трансформатора ТСКС-40/145/10.

UH, кВ

SH, кВА

Потери ХХ, Вт

Потери КЗ, Вт

UК, %

Ток ХХ,%

10/0,4

38

500

500

1,5

12

Выбираем ограничители перенапряжений ОПНп-10УХЛ1 UН=11,5 кВ

Таблица 14. Паспортные данные ограничителя перенапряжений ОПНп-10УХЛ1

Наименование параметра

Норма для U нр, кВ

11,5

12,0

11,5

12,0

1. Класс напряжения сети, кВ

10

2. Наибольшее длительно допустимое рабочее напряж., кВ

11,5

12,0

11,5

12,0

3. Номинальное напряжение ограничителя, кВ

14,4

15,0

14,4

15,0

4. Номинальный разрядный ток, кА

10

5. Пропускная способность ограничителя (значение ампл прямоугольного импульса тока длительностью 2000 мкс), А

400

500

6. Остающееся напряжение при токе грозовых перенапряжений с амплитудой, кВ, не более:

5000 А

10 000 А

36,0

38,2

37,0

39,9

34,6

37,1

35,5

38,7

Выбираем оборудование на стороне высшего напряжения 110 кВ.

Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочную 110 кВ с двумя двухобмоточными трансформаторами серии КТПБ ОАО «Самарский завод «Электрощит»

Выбираем выключатели напряжением 110 кВ

Выбираем выключатели ввода № 1, ввода № 2.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

где IT, tT — нормированные ток и время термической стойкости аппарата; iу, iдин — соответственно расчетное значение амплитуды ударного тока и амплитудный ток динамической стойкости аппарата; В — тепловой импульс

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель ВВЭЛ-110−20/630 У1 с электромагнитным приводом (2 шт.)

Таблица 15. Паспортные данные выключателя ВВЭЛ-110−20/630 У1.

UH, кВ

IH, А

Ток термической стойкости, кА

Время

термической стойкости аппарата, с

Электродинам. стойкость, кА

Собственное время отключения,

мс

110

630

20

3

51

30

Выбираем разъединители на напряжение 110 кВ

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

где IT, tT — нормированные ток и время термической стойкости аппарата; iу, iдин — соответственно расчетное значение амплитуды ударного тока и амплитудный ток динамической стойкости аппарата; В — тепловой импульс

По результатам проверки выбираем разъединитель РДЗ-1 110/1000НУХЛ1 (2 шт.)

РДЗ-2 110/1000НУХЛ1 (6 шт.)

Условное обозначение разъединителей РДЗ: РДЗ-1 110/1000НУХЛ1

Р — разъединитель;

Д — двухколонковый;

З — наличие заземлителей;

1(2) — количество заземлителей;

110 — номинальное напряжение;

1000 — номинальный ток;

НУХЛ — климатическое исполнение;

1 — категория размещения;

Таблица 16. Паспортные данные разъединителя РДЗ 110/1000НУХЛ1.

UH, кВ

IH, А

Ток термической стойкости, кА

Время

термической стойкости аппарата, с

Электродинам. стойкость, кА

110

630

31,5

3

80

Выбираем трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-IУ1 IН=100 А

Таблица 17. Паспортные данные трансформатора тока ТФЗМ 110Б-IУ1.

UH, кВ

Ток термической стойкости, кА

Время

термической стойкости аппарата, с

Электродинам. стойкость, кА

Кол-во обмоток

для измерения

для защиты

110

6

3

30

1

2

Структура условного обозначения ТФЗМ [*][*][*]/[*][*]/[*][*]:

Т -- трансформатор тока;

Ф -- фарфоровая покрышка;

З -- вторичная обмотка звеньевого типа;

М -- маслонаполненный;

[*] -- номинальное напряжение, кВ;

[*] -- категория электрооборудования по степени загрязнения внешней изоляции (А, Б, В);

[*] -- номер конструктивного варианта исполнения;

[*] -- номинальный класс точности;

[*] -- номинальный первичный ток, А;

[*] -- номинальный вторичный ток, А;

[*] -- климатическое исполнение (У, ХЛ, Т) и категория размещения (1) по ГОСТ 1 515 069.

Проверяем трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость

Преимуществом трансформаторов являются:

— широкий ассортимент продукции по номинальному первичному току и классу точности (0,2; 0,5; 0,2S; 0,5S; 5Р; 10Р);

— возможность изготовления изделий с любым сочетанием класса точности и номинальной вторичной нагрузки;

— высокая надежность и точность измерения.

Выбираем трансформатор напряжения.

Принимаем трансформатор напряжения НКФ-110−57У1.

Таблица 18. Паспортные данные трансформатора напряжения НКФ-110−57У1.

UH, В

Предельная мощность, ВА

2500

Выбираем ограничители перенапряжений ОПНп-110УХЛ1 UН=102 кВ

Таблица 19. Паспортные данные ограничителя перенапряжений ОПНп-110/82/10/550 УХЛ1

Основные технические характеристики

ОПНп-110/73/

10/550 УХЛ1

ОПНп-110/77/

10/550 УХЛ1

ОПНп-110/82/

10/550 УХЛ1

ОПНп-110/88/

10/550 УХЛ1

1. Класс напряжения сети, кВ

110

2. Наибол длительно допустимое рабочее напряжение Uнр*), кВ

73

77

82

88

3. Номинальное напряжение ограничителя, кВ

91

96

102

110

4. Номинальный разрядный ток, кА

10

5. Остающееся напряжение при токе грозовых

перенапряжений с амплитудой, кВ, не более:

5000 А

10 000 А

20 000 А

220

239

257

231

255

272

244

273

291

262

280

305

6. Остающееся напряжение при токе коммутационных перенапряжений на волне 30/60 мкс с амплитудой, кВ, не более: 250 А

500 А

1000 А

180

185

197

190

196

208

203

209

220

213

220

233

7. Остающееся напряжение при импульсах тока 1/10 мкс с амплитудой 10 000 А, кВ, не более

268

286

305

317

8. Классификационное напряжение ограничителя при классификационном токе 1,5 мА ампл. , кВ действ. , не менее

91

96

102

110

9. Пропускная способность ограничителя:

а) 18 импульсов тока прямоугольной формы

длительностью 2000 мкс с амплитудой, А

б) 20 импульсов тока 8/20 мкс с амплитудой, А

в) 2 импульса большого тока 4/10 мкс с амплитудой, кА

550

10 000

100

10. Удельная поглощаемая энергия одного импульса, кДж/кВ (U нр), не менее

2,7

Точное распределение групп по фидерам, секциям, вводам.

Таблица 5. Предварительные фидеры нагрузок.

№ ввода

№ фидера

Потребитель

Мощность фидера, МВт

1

Ф-4

Ремонтно-механический завод

2,8

Ф-8

Ремонтно-механический завод

2,6

Ф-3

Котельная

1,56

Ф-9

Станция технич. обслуживания

1,41

Ф-10

Завод металлоконструкций

1,7

Ф-2

Завод железобетонных изделий

0,91

2

Ф-15

Ремонтно-механический завод

2,8

Ф-14

Котельная

2,0

Ф-20

Станция технич. обслуживания

1,5

Ф-19

Завод железобетонных изделий

2,8

Ф-21

Завод металлоконструкций

1,0

Ф-13

Прочая нагрузка

0,21

10. Определение годовых эксплуатационных расходов и себестоимости передачи электроэнергии

Определяем годовые эксплуатационные расходы

где — стоимость электроэнергии, руб/кВтч; Рак, Ррк — амортизационные отчисления и отчисления на текущий ремонт и обслуживание в к-том элементе сети, %; Кк — капиталовложения в рассматриваемый элемент, руб.

Определяем полные затраты на электропередачу

где С — годовые эксплуатационные расходы (годовые издержки производства) при рассматриваемом варианте, руб; К — капиталовложения при рассматриваемом варианте, руб;

Рн — нормативный коэффициент эффективности, который для расчетов в области энергетики следует принять равным 0,12

Определяем себестоимость передачи электроэнергии

где Рр — расчетная мощность; Тм — продолжительность максимума нагрузки, ч.

Список использованных источников

1. Методические указания.

2. Ополева Г. Н. Схемы и подстанции электроснабжения

3. http: //leg. co. ua/info/podstancii/komplektnye-raspredelitelnye-ustroystva-serii-k-63. html

4. http: //forca. ru/v/sobi2Task, sobi2Details/catid, 0/sobi2Id, 170/

5. http: //forca. ru/v/sobi2Task, sobi2Details/catid, 0/sobi2Id, 10/

6. http: //www. uralenergo. ru/izmeritelniye-transformatori-toka-i-napryzheniya

7. http: //www. cztt. ru/ru/tzlm1. html

8. http: //www. razrad. sp. ru/rdz35. html

9. http: //www. tsks. ru/tsks-40. shtml

10. http: //www. kurs-ufa. ru/index. php/catalog/ti/60-tlk-10

11. http: //www. tdtransformator. ru/TFZM-110__TFZM-220__TFZM-500. html

12. http: //www. tdtransformator. ru/NAMIT-10. html

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой