Электроснабжение фермы

принимаем минимальное допустимое сечение по нагреву Sн=35мм2.Допустимая длинна линии по потерям напряжения. Расстояние от подстанции энергосистемы 8,3 км где =6,86 по [Л-2] (табл. П4.4 ст.339);=10%.Принимаем минимальное допустимое сечение по потерям напряжения: SU=75 мм2Проверим по экономической плотности тока:

Принимаем провод АС-758.

3 Выбор сечения кабельных линий напряжением выше и до 1 кВПередачу электроэнергии от источника питания до приёмного пункта промышленного предприятия осуществляется воздушными или кабельными линиями. Сечение проводов и жил выбирается по техническим и экономическим условиям. К техническим условиям относятся выбор сечения по нагреву расчётным током, условиям коронирования, механической прочности, нагреву от кратковременного выделению тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном и после аварийном режимах. Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии, приведённые затраты которой будут минимальными. Выбор сечения по нагреву осуществляется по расчётному току. Для параллельно работающих линий в качестве расчётного тока принимается ток после аварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. По справочным данным в зависимости от расчетного тока определяется ближайшее большее стандартное сечение. Это сечение приводится для конкретных условий среды и способа прокладки кабеля и проводов. При выборе сечения кабельной линий учитывают допустимые кратковременные перегрузки. Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, для таких кабелей допускается перегрузки в течении 5 суток в пределах, указанных в таблицах справочника. Для кабелей с полиэтиленовой изоляцией и с поливинилхлоридной изоляцией перегрузки на время ликвидации аварий допустимы соответственно до 10 и 15%; при этом максимальная перегрузка допускается на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки в течении 5 суток, если в остальные периоды времени этих суток нагрузка не превышает номинальной. Перегрузка кабельных линий 20−35 кВ не допускается.

По условиям коронирования выбирают минимально допустимое сечения только для воздушных линий. Для жил кабелей самое малое стандартное сечение обеспечивает отсутствие коронирования. Выбор сечения по механической прочности также не производится, так как минимальное стандартное сечение удовлетворяет этому условию. Для воздушной линии расчет сечения производится с учетом воздействия собственной массы, сил ветра и гололёда. По нагреву длительно допустимому току нагрузки: По потери напряжения: По экономической плотности тока:

Для линий проложенных в блоках рассчитываются длительные продолжительные токи кабелей по формуле:

где акоэффициент определяемый по (табл.

7.12 ст.404[Л-3]); b-коэффициент выбираемый в зависимости от напряжения кабеля (ст.404[Л-3]); свыбираемый в зависимости от среднесуточной загрузки всего блока (ст.404[Л-3]); Iдоп — продолжительный длительный ток кабеля. По всем условиям выбранный кабель с сечением 95 мм² проходит. Выбор кабелей остальных линий сведем в таблице8.

4 Таблица 8.4 -Выбор кабелей Лин.

НазначениеSpNлин.

НагрузкаДлиннаL мСпособ КоэфIдДопус.

нагрузкаSнагSэМарка и сечение кабеляIp.нIp.авIд.нIд.ав.

Линии на 10 кВЛ1ГПП-РУ13 458,7299,96 199,92237 В трубах0,75 146 034 544 924 064,72АБ (3×240)Л2ГПП-ТП1366,9210,6021,21 270 В трубах0,824 019 225 012 084,87АБ (3×120)Л3РУ1-ТП2618,2217,8735,73 261транш0,751 801 351 765 068,31АБ (3×50)Л4РУ1-ТП3433,6212,5325,6 136транш0,751 801 351 765 068,31АБ (3×50)Л5РУ1-ТП4 478 213,8227,63 124транш0,751 801 351 765 068,31АБ (3×50)Л6РУ1-ТП5803,2223,2146,43 155транш0,81 801 441 875 068,31АБ (3×50)Л7РУ1-ТП6374,4210,8221,64 120транш0,81 801 441 875 068,31АБ (3×50)Линии на 0,4 кВЛ8ТП1-РП154,68 239,5179,0273транш190 901 171 621,92ААШв (4×16)Л9ТП1-РП2 107 277,31154,6290транш0,8 165 165 214,55044,51ААШв (4×50)Л10ТП1-РП354,7239,5279,0597транш1 656 584,51014,45ААШв (4×10)Л11ТП2-РП487,3263,8 126,1656транш0,8 135 135 175,53534,26ААШв (4×35)Л12ТП2-РП554,68 239,5179,0273транш190 901 171 621,92ААШв (4×16)Л13ТП2-РП6115,4283,38 166,7690транш0,8 165 165 214,55044,51ААШв (4×50)Л14ТП2-РП713,9210,0420,0973транш0,9 654 318,6414,1 818 522,04ААШв (4×85)Л15ТП4-РП8111,1 280,21160,4270транш1 165 165 214,55044,51ААШв (4×50)Л16ТП4-РП985,45 261,74123,4850транш1 165 165 214,55044,51ААШв (4×50)Л17ТП4-РП1061,7244,5889,1676транш1 135 135 175,53534,26ААШв (4×35)Л18ТП5-РП1129,6221,3942,7755транш190 901 171 623,64ААШв (4×16)Л19ТП5-РП1222,2216,0432,0873транш0,9 654 318,6414,1 818 522,04ААШв (4×85)Л20ТП5-РП1345,6232,9565,9090транш1 165 165 214,55044,51ААШв (4×50)Л21ТП5-РП1472,6252,46 104,9173транш1 135 135 175,53534,26ААШв (4×35)9. Технико-экономическое сравнение и выбор схемы электроснабжения.

Целью технико-экономических расчётов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и её элементов. Для систем электроснабжения промышленных предприятий характерна много вариантность решений задач, которая обусловлена широкой взаимозаменяемостью технических решений. При технико-экономических расчётах систем промышленного электроснабжения соблюдают следующие условия сопоставимости вариантов:

технические, при которых сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметров, характеризующих каждый рассматриваемый вариант;

экономические, при которых расчёт сравниваемых вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники с учётом одних и тех же экономических показателей, характеризующий каждый рассматриваемый вариант. Каждый рассматриваемый вариант должен соответствовать требованиям, предъявляемым к системе промышленного электроснабжения соответствующими директивными материалами, отраслевыми инструкциями и ПУЭ. В технико-экономических расчётах используют укрупненные показатели стоимости (УПС) элементов системы электроснабжения, а так же УПС сооружения подстанций в целом. В УПС не включены некоторые статьи расхода, поэтому их не применяют для определения реальной стоимости сооружения объекта, а используют при сравнительных расчётов вариантов. УПС основных элементов системы электроснабжения приведены в приложении к данному пособию. В соответствии с существующей методикой технико-экономических расчётов в качестве основного метода оценки рекомендуется метод срока окупаемости. В этом случае показателями являются капитальные вложения (затраты) и ежегодные (текущие) эксплуатационные расходы. Экономические (стоимостные) показатели в большинстве случаев являются решающими при технико-экономических расчётах. Однако, если рассматриваемые варианты равноценны в отношении стоимостных показателей, предпочтение отдают варианту с лучшими техническими показателями. При экономических расчётах для сравнения двух вариантов используют метод срока окупаемости, лет.

9.1 Технико-экономический расчет кабельных линий.

Технико-экономический расчет кабельной линии покажем на примере линии Л-5 Определение капитальных затрат:

Пример расчета покажем для кабельной линии Л-5, L=0.075 км кабель марки ААБ (3×120) стоимость 1 км кабеля 477.

7 тыс. руб, расход металла на 1 км q=0.96 т/км.Стоимость кабельной линии:

тыс. руб.

Полная масса металла:

Определение эксплуатационных расходов на кадельную линию:

Коэффициент загрузки кабельной линии:

Потери в кабеле при полной нагрузке:

Действительные потери мощности:

Потери электроэнергии в линии:

Стоимость потерь электроэнергии:

где С0=2,08руб/кВт чАмортизационные отчисления на кабельную линию:

тыс. руб.

Результаты остальных расчетов сведем в таблице9.

1Таблица 9.1 — ТЭР кабельных линий Лиин.Назначение.

Марка и сечение кабеля.

Длинна L мСтоимость 1 км линии тысрубкол-во каб.

Кл тыс.

рq тG тКз∆Pн∆P∆ЭлСпСал-123 456 789 101 112 131 584 кВЛ1ГПП-РУ1АБ (3×240).

237 453,74430,111,201,090,17 671,6810906,6225,212,9Л2ГПП-ТП1АБ (3×120).

270 477,74515,920,960,190,25 640,795107,2411,815,5Л3РУ1-ТП2АБ (3×50)261353,22 184,370,960,560,47 648,4254725,39 126,45,5Л4РУ1-ТП3АБ (3×50)136353,2148,040,280,040,79 514,3128015,5764,71,4Л5РУ1-ТП4АБ (3×50)124477,72 118,471,920,370,50 703,3521779,2050,33,6Л6РУ1-ТП5АБ (3×50)155421,82 130,760,960,090,45 671,288291,1219,23,9Л7РУ1-ТП6АБ (3×50)120326,1278,260,280,070,32 511,298406,1619,42,30,4 кВЛ9ТП1-РП1ААШв (4×16)73187,1113,660,470,0080,95 771,177606,0217,60,4Л10ТП1-РП2ААШв (4×50)90792,2171,300,040,0010,85 541,016550,4515,12,1Л11ТП1-РП3ААШв (4×10)97158,3115,360,240,0150,87 753,6023432,354,10,5Л12ТП2-РП4ААШв (4×35)56650,5136,430,090,0030,75 671,147395,7317,11,1Л13ТП2-РП5ААШв (4×16)73187,1454,630,90,1940,21 850,815262,6712,21,6Л14ТП2-РП6ААШв (4×50)90792,2171,301,10,0240,95 901,8011682,527,02,1Л15ТП2-РП7ААШв (4×85)73792,2157,830,040,0010,98 541,7811541,826,71,7Л16ТП4-РП8ААШв (4×50)70308,1121,570,150,0010,97 600,281834,404,20,6Л17ТП4-РП9ААШв (4×50)50262,1113,110,470,0130,93 771,8612102,328,00,4Л18ТП4-РП10ААШв (4×35)76308,1123,420,060,0030,93 602,6116949,439,10,7Л16ТП5-РП11ААШв (4×16)70308,1121,570,150,0010,97 600,281834,404,20,6Сумма1879,95 1,47 324 754 675,5959,409.

2 Технико-экономический расчет трансформаторных подстанций.

Для примера определим технико-экономические показатели трансформаторов установленных в ТП-1.На ТП-1 установлены два трансформатора типа: ТМ 10/0.4 мощностью 250 кВа. Технические параметры трансформатора:=1%;=6,5%;=3,45 кВт;=23,5 кВтСтоимость одного трансформатора Котп=580 тыс.

руб. Тогда полная стоимость цеховой ТП будет равна:

Определим приведенные потери в трансформаторе:

Определим стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе:

Стоимость потерь в трансформаторе:

Стоимость амортизационных отчислений:

Данные остальных расчётов сведем в таблицы 9.2Таблица 9.2 — Трансформаторные подстанции №ТПКол-вотрансф.

СтоимостькВтКттыс.

рубк.

ВаркВарк.

ВткВт1ТП-1 241 540,43283039,66 311,3469,61 160,00162,52 531,6255,12ТП-2 241 529,58207085,32 227,7969,61 160,00162,52 531,6255,13ТП-3 258 029,58207085,32 227,7969,61 160,00162,52 531,6255,14ТП-4 258 029,58207085,32 227,7969,61 160,00162,52 531,6255,15ТП-5 241 535,44283523,71 311,8869,601 160,00162,52 531,635,16ТП-622 256,4951942,4257,1413,50 225,0034,659,459,032,4725.

Сумма1 291 704,21420,8 737 562 509.

3 Технико-экономический расчет высоковольтных выключателей.

Рассмотрим на примере (варианта 1) ГПП-ТП1, результаты расчета результаты расчета других вариантов сведем в таблице9.

3На линии установлено два выключателя марки ВВ-АЭ, стоимость выключателя составляет 50 тыс.

руб, тогда капитальные вложения на установку выключателя составят:

где К1- стоимость выключателя; nколичество выключателей. Эксплуатационные расходы на выключатель составят:

где — коэффициент окупаемости электрооборудования для срока в шесть лет. Таблица 9.3 — Высоковольтные выключатели Назначение.

Кол-во.

СтоимостьТип выключателя.

КэаСа эл.

ГПП-РУ1535,4ВМП17 710,62ГПП-ТП1235,4ВМП70,84,248РУ1-ТП2235,4ВМП70,84,248РУ1-ТП3235,4ВМП70,84,248РУ1-ТП4235,4ВМП70,84,248РУ1-ТП5235,4ВМП70,84,248РУ1-ТП6235,4ВМП70,84,248РУ1-ТП7235,4ВМП70,84,248ГПП-РУ1235,4ВМП70,84,248ТП1-РП1235,4ВМП70,84,248ТП1-РП2535,4ВМП17 710,62ТП3-РП3235,4ВМП70,84,248ТП4-РП4235,4ВМП70,84,248ТП4-РП5235,4ВМП70,84,248ТП6-РП6235,4ВМП70,84,248ТП6-РП6235,4ВМП70,84,248ТП6-РП7135,4ВМП35,42,124ТП6-РП8235,4ВМП70,84,248ТП8-РП9235,4ВМП70,84,248ТП9-РП10 235,4ВМП70,84,248Сумма159 395,58Результаты расчета результаты расчета сведем в таблицу 9.4Единовременные капитальные вложения:

Стоимость потерь электроэнергии:

Амортизационные отчисления:

Ежегодные эксплуатационные расходы:

Затраты:Таблица 9.4 — Технико-экономическое сравнение вариантов.№ варианта.

Кт, тыс. руб. Кл, тыс. руб. Кэа, тыс. руб. К, тыс.

руб. Сат, тыс. руб. Сал, тыс.

руб. Сэа, тыс. руб. Спт, тыс.

руб. Спл, тыс. руб. Сэ, тыс.

руб. З, тыс. руб.

123 456 789 101 112 157 274 112,9515939722,9 537 559,495,581 420,87675,592 626,4412349,4Литература.

Правила устройства электроустановок — М.: Энергоатомиздат, 2011 г. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х кн. Под общ. Ред. А. А. Федорова и Г.

В. Сербиновского. М.: «Энергия», 1974.

Пособие по дипломному проектированию: комплекс учебно-методических материалов / Г. Я. Вагин, Е. Н. Соснина, А. М. Мамонов, Е. В. Бородина; Нижегород. Гос. техн. ун-т им. P.E. Алексеева. Нижний Новгород, 2009. — 167 с.

Б. А. Князевский, Б. Ю.

Липкин «Электроснабжение промышленных предприятий», М.: «Высшая школа», 1986 г. Специальные вопросы электроснабжения. Составитель — А. И. Гардин, — НГТУ, 1988 г. Справочник по проектированию электроснабжения под ред. Ю.

Г. Барыбина и др. — М.: «Энергоатомиздат», 1990 г. А. А. Федоров, Л. Е. Старков.

Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: М.: Энергоатомиздат, 1987. — 368 с. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989.

— 608 с.: ил.