Развитие сетей Калачинского РЭС: реконструкция ВЛ 0,4 кВ от ТП №64, ф1, ф2

Удельные электрические нагрузки установлены с учетом того, что расчетная неравномерность нагрузки при распределении её по фазам трехфазных линий и вводов не превышает 15 % ;

n - количество квартир, присоединенных к линии (ТП).

Таблица 12 - Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир жилых зданий, кВт/квартиру

Потребители электроэнергии	количество квартир
	1-3	6	9	18	24	40	60	100	200
Квартиры с плитами на природном газе	4,5	2,8	2,3	1,65	1,4	1,2	1,05	0,85	0,77

Таблица 13 - Расчет количества квартир подключенных к РУ 0,4 кВ ТП № 64

Количество квартир	АВ №1	АВ №2
	А	В	С	А	В	С
по фазам	42	42	42	7	7	7
по автоматическим выключателям	126	21
ВСЕГО	146

Р_КВ.УД, для АВ №1 принимаем = 0,8кВт.

для АВ №2 принимаем = 1,5кВт

8.3.1 Описание выбора сечений проводников линий по допустимой потере напряжения

По допустимым потерям напряжения U_доп следует выбирать такие сечения проводников, при которых фактические наибольшие потери напряжения в них U_нб не больше допустимых

U_{нб ?} U_доп (3)

Здесь под наибольшей понимается потеря напряжения от источника питания (шин низшего напряжения подстанции) до наиболее удаленного узла сети.

Выбор сечения проводников по допустимым потерям напряжения главным образом объясняется необходимостью обеспечения требуемых отклонений напряжений на зажимах электроприемников. Речь идет об электрических сетях напряжением 0,38-10 кВ, к которым подключены электроприемники.

В воздушных и особенно кабельных линиях напряжением 0,38-10 кВ при небольших нагрузках активное сопротивление больше индуктивного R_iл > Х_iл. Как правило, Р_iл, > Q_iл, активная составляющая потери напряжения в них больше реактивной U_а > U_{р ,} поэтому изменением сечения в таких сетях можно добиться нужной величины потери напряжения U_нб.

При выборе сечений проводников по допустимой потере напряжения наряду с выполнением основного условия [1] могут приниматься во внимание дополнительные условия: неизменность сечения по всей линии с несколькими нагрузками F = const , минимум расхода проводникового металла т_F: > min; минимум потерь активной мощности в линиях Р > min .

Необходимость выполнения первого дополнительного условия характерна для городских сетей, имеющих большое количество нагрузок, достаточно близко расположенных к друг другу. Второе условие необходимо соблюдать в сельских сетях, где из-за относительно малых нагрузок экономия металла важнее экономии потерь электроэнергии. Последнее условие, соответствующее постоянной плотности тока, наиболее характерно для промышленных сетей, имеющих достаточно большие нагрузки при малых расстояниях передачи.

8.3.2 Описание расчета режима сетей с равномерно распределенной нагрузкой

В некоторых электрических сетях (например, в сетях уличного освещения, участках цехов с одинаковым оборудованием и равномерно расположенным по длине цеха) можно выделить часть сети с равномерно распределенной нагрузкой (рисунок 1).

Для линии с равномерно распределенной нагрузкой по всей длине линии (рисунок 1, а) формулы расчета потери напряжения, вызываемая всей равномерно распределенной нагрузкой на длине L:

(4)



Рисунок 1 - Линия с равномерно распределенной нагрузкой по всей длине а) и на части длины б)

При определении потери напряжения в линии с равномерно распределенной активной нагрузкой Р можно заменить суммарной сосредоточенной нагрузкой , приложенной в середине рассматриваемой линии L/2.

На основе этого выражения и аналогичных рассуждений получаем формулу расчета потери напряжения в линии с равномерно распределенной чисто реактивной нагрузкой

(5)

где Q -- суммарная сосредоточенная реактивная мощность, вычисленная по удельной реактивной мощности q(Q = qL); х_о - удельное реактивное сопротивление линии.

И, наконец, получаем формулу расчета потери напряжения для общего случая линии с равномерно распределенной активной и реактивной нагрузками

(6)

Для линии с равномерно распределенной нагрузкой на части длины линии (рисунок 9б) формула расчета потери напряжения имеет соответственно следующий вид:

(7)

Во всех случаях решение начинают с выбора усредненной величины удельного индуктивного сопротивления х_о в зависимости от конструктивного исполнения сети и номинального напряжения. Это возможно, так как х_о слабо зависит от сечения проводника.

Ориентируются обычно на следующие усредненные значения х_о Ом/км:

- для воздушных линий напряжением: 380 В - 0,30; 6-10 кВ - 0,36;

- для кабельных линии напряжением: 380 В - 0,06; 6-10 кВ - 0,09.

Затем определяют реактивную составляющую потери напряжения по :

(8)

где Q_iл - реактивная мощность на i-м участке линии, l_iл - длина i-го участка линии.

Далее по допустимой потере напряжения и найденной реактивной составляющей рассчитывают активную составляющую допустимой потери напряжения

(9)

На допустимую потерю напряжения влияют многие факторы. Учесть их все весьма затруднительно.

В практических расчетах часто принимают следующие значения допустимой потери напряжения:

- для сетей напряжением 380 В от шин низшего напряжения подстанции до последнего электроприемника U_доп = 5...6 %

Последующая часть расчета для рассматриваемых дополнительных условий несколько различна.

Для дополнительного условия F = const формулу для определения U_{а доп} можно записать

(10)

_или (11)

где Р_iл - активная мощность на i-м участке сети.

Откуда

₍₁₂₎

Найденное расчетное сечение округляют до ближайшего стандартного значения F_iл F_iл^ст и для него по справочной литературе находят удельное активное r_о и реактивное х_о сопротивления и в соответствии с ними рассчитывают действительную наибольшую потерю напряжения до наиболее удаленной точки

(13)

Если условие (1) выполняется, то сечения обеспечивают допустимую потерю напряжения.

При выборе сечения проводов в любых линиях, всегда должно проверяться условие по допустимому току нагрева проводов:

(14)

где, Iмакс.i -максимальный ток

Iдоп - допустимый ток

Потери мощности в элементе длины линии, расположенном на расстоянии l от начала линии, рассчитывают по формуле:

(15)

Просуммировав потери мощности в элементе длины линии, получим потери мощности во всей линии.

8.3.3 Расчет режима сетей

Выбираем сечение алюминиевых проводов по допустимой потере напряжения, принимая U_доп = 5 %. Удельное сопротивление алюминиевых проволок = 28,8 Ом мм² /км, удельное индуктивное сопротивление линии х_о = 0,06 Ом/км, удельное активное сопротивление линии r_о = 0,3 Ом/км, cos = 0,96, tg = 0,29 из таблицы 2.1.4.[11].

фидер-1

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2 - Линия фидер -1

Активная мощность линии:

Р₁ = Р₂= Р₃ = 24 * 0,80 = 19,2кВт

Р₄=Р₃ = 27 * 0,85 = 21,60кВт

Р_ф.1 = 100,8кВт

Реактивная мощность линии

Q ₁ = Q ₂= Q ₃= 5,57кВАр

Q ₄ = Q ₅= 6,26кВАр

Q _ф.1 = 29,23кВАр

Длина линии:

L1 = 0,180км;	L2 = 0,275км;
L3 = 0,280км;	L4 = 0,330км;
L5 = 0,480км;

Допустимые потери напряжения

U_доп = 0,05 х 380 = 19 В;

Найдем потерю напряжения в линии за счет реактивных нагрузок для фидер-1

_{n = 5}

U_{доп р} = Q_i l_i х_о/ U_ном = (5,57*0,18+5,57*0,275+

ⁱ⁼¹

5,57*0,28+6,26*0,33+6,26*0,48) * 0,06/ 0,38 = 1,45 В

Найдем потерю напряжения в линии за счет активных нагрузок для руб.1

U_{доп а} = U_доп - U_{доп р}= 19 - 1,45 = 17,55 В

Рассчитаем необходимое сечение проводов для фидер-1

_n=5

F_ф1 = P_iл l_iл / U_{а доп} U_ном =

^{i =1}

=28,8*(19,2*0,18+19,2*0,275+19,2*0,28+21,6*0,33+21,6*0,48)/17,55*0,38 = 136,5 мм²

По таблице 5 [1] выбираем провод СИП2А 3*150+1*95+1*16.

Стандартное сечение провода СИП2А 3*150+1*95+1*16 и его параметры: F=150мм²; r_о = 0,206 Ом/км; Iдоп=380*0,88= 334,4А, где 0,88 - поправочный коэффициент при температуре окружающей среды 40^оС, так как на х_о - нет данных, примем усредненное значение х_о=0,06Ом/км

Проверим допустимый и рабочий ток провода

I = (Р² + Q²)/ 3 х U_ном , (16)

I_ф.1 = (100,8² + 29,23²)/3 х 0,38 = 159,5А I_доп = 334,4 А

Таким образом, выбранное сечение удовлетворяет условию нагрева.

фидер-2

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3 - Линия фидер -2

Активная мощность линии:

Р₆ = 1 * 1,5 = 1,5кВт

Р₇ = 4 * 1,5 = 6,0кВт

Р₈ = 8 *1,5= 12,0кВт

Р₉= 8 *1,5= 12,0кВт

Р_ф.2 = 31,5кВт

Реактивная мощность линии:

Q ₆ = 0,44кВАр

Q ₇ = 1,74кВАр

Q ₈ = 3,48кВАр

Q ₉ = 3,48кВАр

Q _ф.2 = 9,14кВАр

Длина линии:

L6 = 0,03км;	L7 = 0,08км;
L8 = 0,130км;	L9 = 0,180км;

Допустимые потери напряжения

U_доп = 0,05 х 380 = 19 В;

Найдем потерю напряжения в линии за счет реактивных нагрузок для фидер-2

_{n = 4}

U_{доп р} = Q_i l_i х_о/ U_ном =

ⁱ⁼¹

=(0,44*0,03+1,74*0,08+3,48*0,13+3,48*0,18) * 0,06/ 0,38 =0,2В

Найдем потерю напряжения в линии за счет активных нагрузок фидер-2

U_{доп а} = U_доп - U_{доп р}= 19 - 0,2 = 18,8В

Рассчитаем необходимое сечение проводов для АВ №2

_n=4

F_ф.2 = P_iл l_iл / U_{а доп} U_ном =

^{i =1}

= 28,8*(1,5*0,03+6,0*0,08+12,0*0,13+12,0*0,18)/18,8*0,38 = 17,1мм²

На ВЛИ при применении СИП с изолированным нулевым несущим проводником по условия механической прочности следует применять провода с учетом требований главы 2.4 (ПУЭ) 7-го издания минимально допустимые сечения указаны в таблице 8.

Магистраль ВЛ, как правило следует выполнять проводами одного сечения.

Так как проектируемая линия находится во II районе по нормативной толщине. стенки гололеда которая составляет 10мм

По таблице 3 [1] выбираем провод СИП 3*35+1*50

Стандартное сечение провода СИП2А 3*35+1*50+1*16 и его параметры:

F = 35 мм²; r_о = 0,868 Ом/км;

Iдоп=160*0,88= 140,8А,

где 0,88 - поправочный коэффициент при температуре окружающей среды 40^оС так как на х_о - нет данных, примем усредненное значение х_о = 0,06 Ом/км

Проверим допустимый и рабочий ток провода

I = (Р² + Q²)/ 3 х U_ном , (17)

I_ф.1 = (31,5² + 9,14²)/3 х 0,38 = 49,83 I_доп = 140,8А

Таким образом, выбранное сечение удовлетворяет условию нагрева.

Действительная наибольшая потеря напряжения до наиболее удаленной точки линии

U_i = P_i r_о l_i + Q_i х_о l_i / U_{ном (17)}

фидер-1

U₅= (21,6*0,206*0,48+6,26*0,06*0,48)/0,38= 6,09 В

U₄= (21,6*0,206*0,33+6,26*0,06*0,33)/0,38= 4,19 В

U₃= (19,2*0,206*0,28+5,57*0,06*0,28)/0,38 = 3,16 В

U₂= (19,2*0,206*0,275+5,57*0,06*0,275)/0,38 = 3,10 В

U₁= (19,2*0,206*0,18+5,57*0,06*0,18)/0,38 = 2,03 В

U_ф.1= U₅ +U₄ +U₃+U₂ +U₁ = 18,57 В

U_ф.1= 18,57 В U_доп = 19 В;

Выбранное сечение провода СИП2А 3*150+1*95+1*16 удовлетворяет и проходит по допустимому отклонению напряжения в конце линии при нагрузке 159,5А.

фидер-2

U₉= (12,0*0,868 *0,18+3,48*0,06*0,18)/0,38= 5,03В

U₈= (12,0*0,868 *0,13+3,48*0,06*0,13)/0,38 = 3,63В

U₇= (6,0*0,868 *0,08+1,74*0,06*0,08)/0,38 = 1,12В

U₆= (1,5*0,868 *0,03+ 0,44*0,06*0,03)/0,38 = 1,03 В

U_ф.2 =U₉ +U₈+U₇ +U₆ = 10,81В

U_ф.2= 10,81В U_доп = 19 В;

Выбранное сечение провода СИП2А 3*35+1*50+1*16 удовлетворяет и проходит по допустимому отклонению напряжения в конце линии при нагрузке 50А, а с учетом перспективы увеличения нагрузки потребителей имеется запас до 140А.

Рассчитаем потерю мощности во всей линии.

Р_i = P_i² r_о l_i / 3U²_ном, (18)

Р₁ = 19,2 ² 0,206 0,180/ 3 0,38 ² = 0,032 кВт

Р₂ = 19,2 ² 0,206 0,275/ 3 0,38 ² = 0,048 кВт

Р₃ = 19,2 ² 0,206 0,280/ 3 0,38 ² = 0,052 кВт

Р₄ = 21,6 ² 0,206 0,330/ 3 0,38 ² = 0,058 кВт

Р₅ = 21,6 ² 0,206 0,480/ 3 0,38 ² = 0,084 кВт

Р₆ = 1,5 ² 0,868 0,03 / 3 0,38 ² = 0,014кВт

Р₇ = 6,0 ² 0,868 0,08 / 3 0,38 ² = 0,057кВт

Р₈ = 12,0 ² 0,868 0,13 / 3 0,38 ² = 0,375кВт

Р₉ = 12,0 ² 0,868 0,18/ 3 0,38 ² = 0,519кВт

Суммарные потери мощности составили Р_ВЛ = 1,239кВт, что составило Р_ВЛ% =0,94 %.

Суммарная мощность

Р_ВЛ = 132,3кВт; Q_ВЛ = 38,37кВАр;

Расчет токов КЗ при применении СИП2А 3*150+1*95+1*16

I__{З кз} max на стороне ВН тр-ра (кА): 1,376

I__{З кз} min на стороне ВН тр-ра (кА): 1,287

Напряжение ВН тр-ра (кВ): 10

Напряжение НН тр-ра (кВ): 0,4

Мощность тр-ра (кВА): 250

Схема соединения обмоток ВН: З

Проверяем выбранный провод СИП2А 3*150+1*95+1*16 на термическую стойкость:

I_ТС = 13,2кА - односекундный ток термической стойкости для выбранного СИП2А,

К= 1/t,где t - продолжительность короткого замыкания

К= 1/0,1=3,16

I_ТС=13,2*3,16=41,712 > тока КЗ,

следовательно СИП2А 3*150+1*95+1*16 подходит по допустимому нагреву во время КЗ.

По условиям надежного срабатывания максимальной токовой защиты на выходе с ТП необходимо установить автоматический выключатель с параметрами I_СР ?N*I_{расцепителя}, где N-коэффициент запаса (1,25 для автоматов с I_НОМ> 100А), I_АВ.1 = 160А*1,25 = 200А установить в РУ-0,4кВ существующей ТП №64 на фидере 1 автоматический выключатель типа ВА57Ф35 I_НОМ.=250А.

Проверяем выбранный провод СИП2А 3*35+1*50+1*16 на термическую стойкость:

I_ТС = 3,2кА - односекундный ток термической стойкости для выбранного СИП2А,

К= 1/t,где t -продолжительность короткого замыкания

К= 1/0,1=3,16

I_ТС=3,2*3,16=10,112 > тока КЗ,

следовательно СИП2А 3*35+1*50+1*16 подходит по допустимому нагреву во время КЗ.

По условиям надежного срабатывания максимальной токовой защиты на выходе с ТП необходимо установить автоматический выключатель с параметрами I_СР ?N*I_{расцепителя}, где N-коэффициент запаса (1,50 для автоматов с I_НОМ 100А), I_АВ.2 = 50А*1,25= 75А установить в РУ-0,4кВ существующей ТП №64 на фидере 2 автоматический выключатель типа ВА57Ф35 I_НОМ.=80А.

Расчет потерь мощности в трансформаторе:

Табличные данные :

Р_тр.кз = 3,7 кВт; Р_тр.хх = 0,78 кВт

Потери в трансформаторе

Р_тр = r_тр (Р² +Q²) /U²_нн = 5,92(132,3² + 38,37²) / 380² = 1,8кВт

где r_тр = Р_кз U²_вн / S²_вн = 3,7 10²/ 250² = 5,92Ом

Общие суммарные потери составили:

??Р = 3.039кВт, то есть

??Р_% = 2,3 %.

Расчетные потери мощности на ВЛ0,4кВ от ТП-64 не превышают допустимых потерь мощности.

9. Экономическое обоснование проекта

9.1 Составление сметы для расчета капиталовложений в реконструкцию ВЛ 0,4 кВ от ТП № 64

Исходные данные:

Марка проводов СИП2А

Опоры железобетонные СВ-95 свободностоящие одноцепные

Условия строительства ВЛ:

Климатический район II;

Ветровое давление - 400 Н/м²

Район строительства - Омская область, г. Калачинск

Таблица 14 - Ведомость объемов строительных и электромонтажных работ:

Поз	Наименование работ	Тип, обозначение	Ед.изм	Кол-во
1	Демонтаж ответвлений от ВЛ- 0,4кВ к зданиям в здания и КТП	А-16, А-25,А-35	км.	12
2	Демонтаж проводов ВЛ-0,4 кВ	А-16, А-25,	км	0,47
3	Демонтаж деревянных опор ВЛ-0,4 кВ		шт.	18
4	Установка ж/б опор ВЛ-0,4 кВ	СВ- 95	шт.	16
5	Установка ж/б подкосов	СВ- 95	шт.	14
6	Подвеска изолированных проводов ВЛ-0,4 кВ	СИП2А 3*150+1*95+1*16	км	0,480
7	Подвеска изолированных проводов ВЛ-0,4 кВ	СИП2А 3*35+1*50+1*16	км	0,18
8	Устройство ответвлений от ВЛИ-0,4кВ к зданиям 3фазы	СИП2А 3*25+1*25	км	0,175
9	Устройство ответвлений от ВЛ0,4кВк зданиям 1фазы	СИП2А 2*16	км	0,125
10	Установка щитов учета 3фазных		шт	7
12	Установка щитов учета 1фазных		шт	5

9.1.1 Расчет сметы затрат на реконструкцию ВЛИ-0,4кВ

Акт технического состояния и определения стоимости материальных ценностей и иного имущества, полученных при демонтаже, разборке и ликвидации объекта основных средств

- Наименование объекта ВЛ-0,4кВ от ТП № 64 ОАО «Механический завод Калачинский»

Инвентарный номер ___И0671009_год выпуска 1975 дата ввода 1975, % износа - 90

Дата проведения последнего капитального ремонта, реконструкции - не проводилась

- Техническое состояние объекта ВЛ-0,4кВ заводской микрорайон г.Калачинск

- В процессе эксплуатации объекта ВЛ-0,4кВ от ТП №1 ОАО «Механический завод Калачинский» Ф1,2 износ составляет 90%, деревянные опоры имеют трещины и загнивание, на железобетонных приставках трещины и сколы с расскрытием арматуры, провод не равномерно натянуты, на проводах имеются скрутки и оплавления.

- Комиссией принято решение об оприходовании отдельных деталей, узлов, оборудования, конструкций и материальных ценностей, полученных в результате демонтажа.

Исходя из текущей рыночной стоимости, в том числе

Таблица 15 - стоимость материалов

№ пп	Наименование деталей, МЦ, оборудования	ед. изм.	кол-во	цена новой единицы тыс.руб.	% годности	фактическая стоимость единицы тыс.руб	итого
1	Ж/Б опора СВ-95	шт	16	9,031	100	9,031	144,500
2	Ж/Б подкос СВ-95	шт	14	9,031	100	9,031	126,434
3	СИП-2А 3х150+1х95+1х16	км	0,480	141,360	100	141,360	67,85
4	СИП2А 3х35+1х50+1х16	км	0,18	129,376	100	129,376	2328,768
5	СИП 2А 3х25+1х25	км	0,175	74,322	100	74,322	13,006
6	СИП 2А 2х16	км	0,125	67,658	100	67,658	8,457
7	Зажим анкерный	шт	84	0,166	100	0,166	13,944
8	Зажим натяжной	шт	42	0,269	100	0,269	11,298
9	Лента бандажная	км	0,06	0,058	100	0,058	0,003
итого	2714,26

9.1.2 Расчет заработной платы подразделения Калачинский РЭС, выполняющих работы по реконструкции ВЛ 0,4 кВ от ТП №64, ф1,ф2

Объект: Омская обл., г.Калачинск, ОАО «Механический завод «Калачинский»

Таблица 16 - Смета затрат на монтажные работы

№ п/п	Должность	Кол-во человек	Кол-во чел.-часов	Окладочный фонд с учетом затрат, руб	Доплата, руб.	Премия, руб.	Районный коэффициент, руб.	Всего, руб.
1	Старший мастер	1	4	448,41		201,78	115,017	1,185
2	Электромонтер по эксплуатации расп.сетей 4 группы	1	4	268,52	56,39	120,83	77,33	0,796
3	Электромонтер по эксплуатации расп.сетей 3 группы	1	4	225,93		101,67	49,14	0,506
итого	3	12	942,86	56,39	424,28	241,49	2,488

Расчет работы автотранспорта на реконструкции ВЛ 0,4 кВ от ТП №64

Объект: Омская обл., г.Калачинск, ОАО «Механический завод «Калачинский»

Таблица 17 - затраты на автотранспорт

№ п/п	Марка машины	Кол-во отработанных м/часов	Стоимость 1 м/час,руб. с ГСМ	Стоимость 1 м/часа,руб. без ГСМ	Сумма с ГСМ, руб.	Сумма без ГСМ, руб.	Сумма ГСМ, руб.	всего
1	УАЗ-39094	14	324,24	340,03	4959,36	4760,42	198,94	5,158
2	ГАЗ-66 (БМ-302)	14	474,40	266,18	6641,6	3726,52	2915,08	9,556
итого	28			11600,96	8486,94	3114,02	14,714

Капиталовложения в реконструкцию ВЛ-0,4кВ составляют -

-К_ВЛ =2731,462 тыс.руб.

9.2 Метод оценки эффективности инвестиций без учета дисконтирования

Методы оценки эффективности инвестиций, не учитывающие дисконтирование (фактор времени), как правило, используются для оценки проектов, капитальные затраты в которые вкладываются в течение одного года либо проектов с коротким жизненным циклом (3-5 лет), или требующих для своей реализации незначительных по объему инвестиций.

Расчет критериев эффективности ведется в этом случае, исходя из средних за инвестиционный период экономических показателей или экономических показателей первого года эксплуатации, так как их можно легко и сравнительно точно определить.

9.2.1 Метод оценки эффективности инвестиций по сроку окупаемости

Срок окупаемости характеризует период времени, за который инвестированный капитал возвращается (окупается) за счет чистой прибыли:

(20)

где К- капиталовложение

Пчист - чистая прибыль

В условиях рынка для срока окупаемости не существует единого жестко заданного нормативного значения. Любая прибыль рано или поздно окупит инвестиции, вопрос лишь в том, устраивает ли инвестора этот срок окупаемости.

Проект признается эффективным, если срок окупаемости инвестиций меньше или равен заранее обусловленному сроку, определенному инвестором на основе прошлого опыта осуществления аналогичных проектов.

Основной недостаток метода срока окупаемости состоит в отсутствии учета динамики событий после того, как проект себя окупит, иными словами, он не учитывает весь период функционирования инвестиций и, следовательно, на Т_ок. не влияет прибыль, получаемая за пределами срока окупаемости. Кроме того, этот метод ориентирован не на изменение прибыльности проекта, а на определение его ликвидности.

9.2.2 Расчет экономической эффективности инвестиций по сроку окупаемости проекта

1)Годовое потребление электроэнергии по ТП №64 в год:

W_год = Р Т_max = 132,3 5300 = 701190 кВт ч / год (21)

где Т_max = 5300 час;

2)Годовые потери электроэнергии состоят из потерь в воздушной линии и потерь в трансформаторе:

3)W_пот=W_л+W_тр? + W_тр?? = Р_{ВЛ пот} + Р_{тр пот} + Р_хх t; (22)

где _пот = (0,124 + Т_max 10^-4)² t = (0,124 + 4800 10^-4)² 8760 = 2809 часа

t = 8760 час.

4) W_пот = 1,239 2809 + 1,8 2809 + 0,78 8760 = 15369,35кВт ч /год

Тариф на электроэнергию на 2012 год:

1кВт*час = 2,08 руб.

5) Чистая прибыль:

П_чист = налоги ( тариф W_год - И_? ); (23)

6) Суммарные издержки:

И_? = И_ам + И_рем + И_обс + С_пот (24)

7) Издержки на амортизацию:

И_ам = 0,035 К = 0,035 774,815 = 27,12 тыс.руб. (25)

8) Издержки на ремонт:

И_рем = 0,01 К = 0,01 774,815 = 7,75 тыс.руб. (26)

9) Издержки на обслуживание:

И_обс = 0,005 К = 0,005 774,815 = 3,87 тыс.руб. (27)

10) Стоимость потерь электроэнергии:

С_пот = ?W_пот ф = 15369,35 2,08 10^-3 = 32,0 тыс.руб. (28)

И_? = 27,12+7,75+3,87+32,0= 70,75 тыс.руб.

П_чист = 0,7 (2,08 10^-3 701190 - 70,75) = 971,41 тыс. руб.

11) Срок окупаемости:

Т_ок = 774,815 /971,41 = 0,8; то есть (0,8 12 мес)= 9,6 ? 10месяц.

Т_ок ? 10 месяцев.

Заключение

В выпускной квалификационной работе представлен проект реконструкции электрических сетей 0,4кВ в заводском микрорайоне (район стадиона) города Калачинска. На основании расчетов электрических нагрузок выбраны сечения и марка проводов ВЛ-0,4кВ по методу допустимой потери напряжения. Рассчитаны допустимый ток и потери мощности. Разработана оптимальная схема сети 0,4кВ. Проработан вопрос организации электромонтажных работ при реконструкции ВЛ-0,4кВ. В экономическом разделе составлен локальный сметный расчет, найден срок окупаемости реконструируемого участка ВЛ-0,4кВ. Срок окупаемости составляет 10 месяцев. По итогам расчетов можно сделать вывод, что реконструкция экономически целесообразна, а судя по техническому состоянию необходима.

Таким образом можно сделать вывод, о том что цель выпускной квалификационной работы по проектированию реконструкции электрических сетей 0,4кВ в заводском микрорайоне (район стадиона) города Калачинска - выполнена.

Библиографический список

1 Пособие по проектированию Воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20кВ с самонесущими изолированными и защищенными проводами. Книга 2.Система самонесущих изолированных проводов напряжением до 1кВ с изолированным нулевым несущим проводником. Логинов А.В., Логинова С.Е., Шаманов Д.Г. С-Пб: ENSTO, 2004г

2 Правила устройства электроустановок: 7-е изд., перераб. и дополн. - М.: Энергоатомиздат, 2003. - 776 с.: ил.

3 Боровиков В.А. Электрические сети энергетических систем. Учебник для техникумов-- Л.: Энергия, 1977;

4 Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ, Том 1/Под И.Т. Горюнова и др. - М.: Папирус ПРО, 1999.- 608 с.:.

5 Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-150 кВ, Том 2/Под И.Т. Горюнова, А.А. Любимова,- М.: Папирус ПРО, 2003. - 640 с.

6 Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ, Том 4/Под И.Т. Горюнова, А.А. Любимова,- М.: Папирус ПРО, 2005. - 640с.

7 Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов, 2-е изд. перераб. и доп. / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок. - М.: Высш. шк., 1990. - 383 с. : ил.

8 Рожкова Л.Д., Козулин Д.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учеб. для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987.- 648 с.: ил.

9 Электротехнический справочник, т. 3, кн. 1; Производство и распределение электроэнергии: Справочное издание / (Под ред.: И.Н. Орлова) 7-е изд.,исп). и доп. - IV.: Энергоатс миздат, 1987. - 882 с.: ил.

10 Нормативы для определения расчетных электрических нагрузок зданий (квартир), коттеджей. Изменения к РД 34.20.185-94.

11 Свод правил по проектированию и строительству СП 31-110-2003.4. Ведомственные строительные нормы проектирования (Электрооборудование жилых и общественных зданий)

12 Типовая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20 кВ с неизолированными проводами РД 153-34.3-20. 662 - 98.

13 «Ведомственные укрупненные единые расценки на ремонт и техническое обслуживание электрических сетей» СО 153-34.20.815

14 «Бюллетень информационных расценок и материалов для строителей». Сибирский региональный центр, 2000г

15 Фомина В.Н. Экономика электроэнергетики: Учебник.-М.:ИУЭ ГУУ, ВИПКэнерго, ИПК-госслужбы, 2005. - 329 с.

Размещено на Allbest.ru