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 а- коэффициент определяемый по (табл.7.12 ст.404[Л-3]); b-коэффициент выбираемый в зависимости от напряжения кабеля (ст.404[Л-3]); с -выбираемый 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 ЛинНазначениеSpNлинНагрузкаДлиннаL мСпособ КоэфIдДопус.нагрузкаSнагSэМарка и сечение кабеляIp.нIp.авIд.нIд.авЛинии на 10 кВЛ1ГПП-РУ13458,7299,96199,92237в трубах0,75146034544924060,72АБ(3×240)Л2ГПП-ТП1366,9210,6021,21270в трубах0,824019225012084,87АБ(3×120)Л3РУ1-ТП2618,2217,8735,73261транш0,751801351765068,31АБ(3×50)Л4РУ1-ТП3433,6212,5325,06136транш0,751801351765068,31АБ(3×50)Л5РУ1-ТП4478213,8227,63124транш0,751801351765068,31АБ(3×50)Л6РУ1-ТП5803,2223,2146,43155транш0,81801441875068,31АБ(3×50)Л7РУ1-ТП6374,4210,8221,64120транш0,81801441875068,31АБ(3×50)Линии на 0,4 кВЛ8ТП1-РП154,68239,5179,0273транш190901171621,92ААШв(4×16)Л9ТП1-РП2107277,31154,6290транш0,8165165214,55044,51ААШв(4×50)Л10ТП1-РП354,7239,5279,0597транш1656584,51014,45ААШв(4×10)Л11ТП2-РП487,3263,08126,1656транш0,8135135175,53534,26ААШв(4×35)Л12ТП2-РП554,68239,5179,0273транш190901171621,92ААШв(4×16)Л13ТП2-РП6115,4283,38166,7690транш0,8165165214,55044,51ААШв(4×50)Л14ТП2-РП713,9210,0420,0973транш0,9654318,6414,1818522,04ААШв(4×85)Л15ТП4-РП8111,01280,21160,4270транш1165165214,55044,51ААШв(4×50)Л16ТП4-РП985,45261,74123,4850транш1165165214,55044,51ААШв(4×50)Л17ТП4-РП1061,7244,5889,1676транш1135135175,53534,26ААШв(4×35)Л18ТП5-РП1129,6221,3942,7755транш190901171623,64ААШв(4×16)Л19ТП5-РП1222,2216,0432,0873транш0,9654318,6414,1818522,04ААШв(4×85)Л20ТП5-РП1345,6232,9565,9090транш1165165214,55044,51ААШв(4×50)Л21ТП5-РП1472,6252,46104,9173транш1135135175,53534,26ААШв(4×35)9. Технико-экономическое сравнение и выбор схемы электроснабженияЦелью 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 линийТехнико-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. рубПолная 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. рубРезультаты остальных расчетов сведем в таблице9.1Таблица 9.1 – ТЭР кабельных линий Лиин.НазначениеМарка и сечение кабеляДлинна L мСтоимость 1 км линии тысрубкол-во кабКл тыс.рq тG тКз∆Pн∆P∆ЭлСпСал-123456789101112131410 кВЛ1ГПП-РУ1АБ(3×240)237453,74430,111,201,090,17671,6810906,6225,212,9Л2ГПП-ТП1АБ(3×120)270477,74515,920,960,190,25640,795107,2411,815,5Л3РУ1-ТП2АБ(3×50)261353,22184,370,960,560,47648,4254725,39126,45,5Л4РУ1-ТП3АБ(3×50)136353,2148,040,280,040,79514,3128015,5764,71,4Л5РУ1-ТП4АБ(3×50)124477,72118,471,920,370,50703,3521779,2050,33,6Л6РУ1-ТП5АБ(3×50)155421,82130,760,960,090,45671,288291,1219,23,9Л7РУ1-ТП6АБ(3×50)120326,1278,260,280,070,32511,298406,1619,42,30,4 кВЛ9ТП1-РП1ААШв(4×16)73187,1113,660,470,0080,95771,177606,0217,60,4Л10ТП1-РП2ААШв(4×50)90792,2171,300,040,0010,85541,016550,4515,12,1Л11ТП1-РП3ААШв(4×10)97158,3115,360,240,0150,87753,6023432,354,10,5Л12ТП2-РП4ААШв(4×35)56650,5136,430,090,0030,75671,147395,7317,11,1Л13ТП2-РП5ААШв(4×16)73187,1454,630,90,1940,21850,815262,6712,21,6Л14ТП2-РП6ААШв(4×50)90792,2171,301,10,0240,95901,8011682,527,02,1Л15ТП2-РП7ААШв(4×85)73792,2157,830,040,0010,98541,7811541,826,71,7Л16ТП4-РП8ААШв(4×50)70308,1121,570,150,0010,97600,281834,404,20,6Л17ТП4-РП9ААШв(4×50)50262,1113,110,470,0130,93771,8612102,328,00,4Л18ТП4-РП10ААШв(4×35)76308,1123,420,060,0030,93602,6116949,439,10,7Л16ТП5-РП11ААШв(4×16)70308,1121,570,150,0010,97600,281834,404,20,6Сумма1879,95 1,47 324754675,5959,409.2 Технико-экономический расчет трансформаторных подстанцийДля 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-вотрансфСтоимостькВтКттыс.рубкВаркВаркВткВт1ТП-1241540,43283039,66311,3469,61160,00162,52531,6255,12ТП-2241529,58207085,32227,7969,61160,00162,52531,6255,13ТП-3258029,58207085,32227,7969,61160,00162,52531,6255,14ТП-4258029,58207085,32227,7969,61160,00162,52531,6255,15ТП-5241535,44283523,71311,8869,601160,00162,52531,635,16ТП-622256,4951942,4257,1413,50225,0034,659,459,032,4725Сумма1291704,21420,8737562509.3 Технико-экономический расчет высоковольтных выключателейРассмотрим 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; n- количество выключателей.Эксплуатационные расходы на выключатель составят:где - коэффициент окупаемости электрооборудования для срока в шесть лет.Таблица 9.3 – Высоковольтные выключатели НазначениеКол-воСтоимостьТип выключателяКэаСа элГПП-РУ1535,4ВМП17710,62ГПП-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-РП2535,4ВМП17710,62ТП3-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-РП10235,4ВМП70,84,248Сумма159395,58Результаты 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.№ вариантаКт, 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.123456789101112162501879,9515939722,9537559,495,581420,87675,592626,4412349,4ЛитератураПравила 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.