Развитие сетей Калачинского РЭС: реконструкция ВЛ 0,4 кВ от ТП №64, ф1, ф2
Электротехнические параметры самонесущего изолированного провода. Описание выбора сечений проводников линий по допустимой потере напряжения. Реконструкция воздушных линий 0,4 кВ самонесущим изолированным проводом. Расчетные электрические нагрузки.
Рубрика | Физика и энергетика |
Вид | курсовая работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 19.11.2012 |
Размер файла | 143,0 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
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 |
РКВ.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 Uдоп следует выбирать такие сечения проводников, при которых фактические наибольшие потери напряжения в них Uнб не больше допустимых
Uнб ? Uдоп (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 Riл > Хiл. Как правило, Рiл, > Qiл, активная составляющая потери напряжения в них больше реактивной Uа > Uр , поэтому изменением сечения в таких сетях можно добиться нужной величины потери напряжения Uнб.
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 тF: > 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); хо - 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 хо в зависимости от конструктивного исполнения сети и номинального напряжения. Это возможно, так как хо слабо зависит от сечения проводника.
Ориентируются обычно на следующие усредненные значения хо 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 Qiл - реактивная мощность на i-м участке линии, liл - 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 Uдоп = 5...6 %
Последующая часть расчета для рассматриваемых дополнительных условий несколько различна.
Для дополнительного условия F = const формулу для определения Uа доп можно записать
(10)
или (11)
где Рiл - активная мощность на i-м участке сети.
Откуда
(12)
Найденное расчетное сечение округляют до ближайшего стандартного значения Fiл Fiлст и для него по справочной литературе находят удельное активное rо и реактивное хо 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 Uдоп = 5 %. Удельное сопротивление алюминиевых проволок = 28,8 Ом мм2 /км, удельное индуктивное сопротивление линии хо = 0,06 Ом/км, удельное активное сопротивление линии rо = 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
Рф.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
Uдоп = 0,05 х 380 = 19 В;
Найдем потерю напряжения в линии за счет реактивных нагрузок для фидер-1
n = 5
Uдоп р = Qi li хо/ Uном = (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
Uдоп а = Uдоп - Uдоп р= 19 - 1,45 = 17,55 В
Рассчитаем необходимое сечение проводов для фидер-1
n=5
Fф1 = Piл liл / Uа доп Uном =
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; rо = 0,206 Ом/км; Iдоп=380*0,88= 334,4А, где 0,88 - поправочный коэффициент при температуре окружающей среды 40оС, так как на хо - нет данных, примем усредненное значение хо=0,06Ом/км
Проверим допустимый и рабочий ток провода
I = (Р2 + Q2)/ 3 х Uном , (16)
Iф.1 = (100,82 + 29,232)/3 х 0,38 = 159,5А Iдоп = 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
Рф.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
Uдоп = 0,05 х 380 = 19 В;
Найдем потерю напряжения в линии за счет реактивных нагрузок для фидер-2
n = 4
Uдоп р = Qi li хо/ Uном =
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
Uдоп а = Uдоп - Uдоп р= 19 - 0,2 = 18,8В
Рассчитаем необходимое сечение проводов для АВ №2
n=4
Fф.2 = Piл liл / Uа доп Uном =
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; rо = 0,868 Ом/км;
Iдоп=160*0,88= 140,8А,
где 0,88 - поправочный коэффициент при температуре окружающей среды 40оС так как на хо - нет данных, примем усредненное значение хо = 0,06 Ом/км
Проверим допустимый и рабочий ток провода
I = (Р2 + Q2)/ 3 х Uном , (17)
Iф.1 = (31,52 + 9,142)/3 х 0,38 = 49,83 Iдоп = 140,8А
Таким образом, выбранное сечение удовлетворяет условию нагрева.
Действительная наибольшая потеря напряжения до наиболее удаленной точки линии
Ui = Pi rо li + Qi хо li / Uном (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
Uф.1= U5 +U4 +U3+U2 +U1 = 18,57 В
Uф.1= 18,57 В Uдоп = 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
Uф.2 =U9 +U8+U7 +U6 = 10,81В
Uф.2= 10,81В Uдоп = 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.
Рi = Pi2 rо li / 3U2ном, (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 РВЛ = 1,239кВт, что составило РВЛ% =0,94 %.
Суммарная мощность
РВЛ = 132,3кВт; QВЛ = 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:
IТС = 13,2кА - односекундный ток термической стойкости для выбранного СИП2А,
К= 1/t,где t - продолжительность короткого замыкания
К= 1/0,1=3,16
IТС=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 IСР ?N*Iрасцепителя, где N-коэффициент запаса (1,25 для автоматов с IНОМ> 100А), IАВ.1 = 160А*1,25 = 200А установить в РУ-0,4кВ существующей ТП №64 на фидере 1 автоматический выключатель типа ВА57Ф35 IНОМ.=250А.
Проверяем выбранный провод СИП2А 3*35+1*50+1*16 на термическую стойкость:
IТС = 3,2кА - односекундный ток термической стойкости для выбранного СИП2А,
К= 1/t,где t -продолжительность короткого замыкания
К= 1/0,1=3,16
IТС=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 IСР ?N*Iрасцепителя, где N-коэффициент запаса (1,50 для автоматов с IНОМ 100А), IАВ.2 = 50А*1,25= 75А установить в РУ-0,4кВ существующей ТП №64 на фидере 2 автоматический выключатель типа ВА57Ф35 IНОМ.=80А.
Расчет потерь мощности в трансформаторе:
Табличные данные :
Ртр.кз = 3,7 кВт; Ртр.хх = 0,78 кВт
Потери в трансформаторе
Ртр = rтр (Р2 +Q2) /U2нн = 5,92(132,32 + 38,372) / 3802 = 1,8кВт
где rтр = Ркз U2вн / S2вн = 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 -
-КВЛ =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 Ток. 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:
Wгод = Р Тmax = 132,3 5300 = 701190 кВт ч / год (21)
где Тmax = 5300 час;
2)Годовые потери электроэнергии состоят из потерь в воздушной линии и потерь в трансформаторе:
3)Wпот=Wл+Wтр? + Wтр?? = РВЛ пот + Ртр пот + Рхх t; (22)
где пот = (0,124 + Тmax 10-4)2 t = (0,124 + 4800 10-4)2 8760 = 2809 часа
t = 8760 час.
4) Wпот = 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:
Пчист = налоги ( тариф Wгод - И? ); (23)
6) Суммарные издержки:
И? = Иам + Ирем + Иобс + Спот (24)
7) Издержки на амортизацию:
Иам = 0,035 К = 0,035 774,815 = 27,12 тыс.руб. (25)
8) Издержки на ремонт:
Ирем = 0,01 К = 0,01 774,815 = 7,75 тыс.руб. (26)
9) Издержки на обслуживание:
Иобс = 0,005 К = 0,005 774,815 = 3,87 тыс.руб. (27)
10) Стоимость потерь электроэнергии:
Спот = ?Wпот 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.
Пчист = 0,7 (2,08 10-3 701190 - 70,75) = 971,41 тыс. руб.
11) Срок окупаемости:
Ток = 774,815 /971,41 = 0,8; то есть (0,8 12 мес)= 9,6 ? 10месяц.
Ток ? 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
Подобные документы
Исследование конструктивного устройства воздушных, кабельных линий и токопроводов. Анализ допустимых норм потерь напряжения. Расчет электрических сетей по экономической плотности тока. Обзор способов прокладки кабельных линий. Опоры для воздушных линий.
презентация [2,1 M], добавлен 25.08.2013Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи. Зарядная мощность линий. Мощность трансформаторов на подстанциях. Справочные и расчетные параметры выбранных трансформаторов. Определение расчетных нагрузок узлов. Анализ схемы электрической сети.
курсовая работа [439,9 K], добавлен 16.01.2013Электрические параметры сети в нормальном и аварийном режимах. Расчет конструктивных параметров проводов, опор и фундаментов воздушных линий. Разработка заземляющих устройств подстанций и опор линий, средств по грозозащите линий и трансформаторов.
курсовая работа [3,1 M], добавлен 17.12.2014Расчет воздушной линии электропередачи, обеспечение условия прочности провода. Внешние нагрузки на провод. Понятие о критическом пролете, подвеска провода. Опоры воздушных линий электропередачи. Фермы как опоры для высоковольтных линий электропередачи.
дипломная работа [481,8 K], добавлен 27.07.2010Общие сведения о воздушных линиях электропередач, типы опор для них. Понятие и классификация изоляторов провода трассы. Особенности процесса разбивки трассы, монтажа проводов и тросов. Характеристика технического обслуживания воздушных линий до 1000 В.
курсовая работа [35,4 K], добавлен 05.12.2010Методические указания по проектированию осветительных установок. Особенности и способы прокладки проводников осветительных линий. Порядок выбора и проверки сечений линий осветительной сети. План и сведения об электрических нагрузках механического цеха.
методичка [2,2 M], добавлен 03.09.2010Конструкции и механический расчет проводов и грозозащитных тросов. Расчетные климатические условия, ветровые и гололедные нагрузки, влияние температуры. Определение значения напряжений и стрел провеса провода. Расчет критической температуры для пролета.
курсовая работа [2,7 M], добавлен 24.12.2014Особенности построения электропитающих сетей предприятий. Конструктивные элементы воздушных линий: опоры, провода, изоляторы. Типы конструкций опор: промежуточные, анкерные. Расположение проводов на опорах. Свойства проводов и их механическая прочность.
презентация [2,1 M], добавлен 30.10.2013Выбор сечения проводников по нагреву расчетным током. Выбор сечений жил кабеля по нагреву током короткого замыкания. Выбор сечения проводников по потере напряжения. Особенности расчета сетей осветительных электроустановок. Изменение уровня напряжения.
контрольная работа [210,7 K], добавлен 13.07.2013Элементы воздушных линий электропередач, их расчет на механическую прочность. Физико-механические характеристики провода и троса. Расчет удельных нагрузок и аварийного режима. Выбор изоляторов и линейной арматуры. Расстановка опор по профилю трассы.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 11.01.2013