Электроснабжение объекта
Введение
Дальнейшая индустриализация страны и
развитие народного хозяйства предопределяют рост городов и поселков городского
типа.
Застройка городов обуславливает
необходимость соответствующего развития распределительных электрических сетей,
которые являются важнейшим элементом системы электроснабжения любого
населенного пункта.
Для питания потребителей,
расположенных на территории городов, создаются специальные системы
электрических сетей, которые по сравнению с электрическими сетями
энергетических систем имеют свои характерные особенности.
Под системой электроснабжения города
понимается совокупность электрических сетей всех напряжений, расположенных на
территории города и предназначенных для электроснабжения его потребителей.
Различают электроснабжающие сети напряжением 35-110 кВ и выше и
распределительные сети напряжением 0,4-6-10 кВ.
С помощью распределительных сетей
осуществляется электроснабжение жилых домов, общественно-коммунальных
учреждений, мелких, средних, а иногда и крупных промышленных потребителей.
Через городские распределительные сети в настоящее время передается до 40%
выработанной в стране электрической энергии.
Развитие распределительных сетей
связано также с беспрерывным проникновением электричества во все сферы
жизнедеятельности городского населения.
С увеличением электропотребления
растут требования к надежности электроснабжения, что сказывается на стоимости
сетей из-за необходимости дополнительных резервов.
В результате проблема рационального
построения городских систем электроснабжения приобретает серьезное
народно-хозяйственное значение.
1. Состояние проблемы,
пути ее решения. Краткая характеристика объекта
По характеру электропотребления и
показателям электрической нагрузки все потребители города разбиваются на
следующие группы:
потребители селитебной зоны,
промышленные потребители,
коммунальные потребители
(водоснабжение, канализация, электрифицированный транспорт),
потребители пригородных районов.
Основную группу потребителей
селитебной территории составляют многоэтажные и малоэтажные жилые дома.
Электрическая нагрузка домов определяется освещением квартир и различными
электробытовыми приборами, используемыми населением.
Важнейшим вопросом рационального
построения распределительных сетей является установление требуемого уровня
надежности элетроснабжения городских потребителей.
В зависимости от этих требований
определяется объем резервных элементов в системе их питания, что влияет
непосредственным образом на все технико-экономические показатели сети.
Все виды электроприемников по надежности
делятся Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) на 3-и категории.
При создании системы
электроснабжения конкретного потребителя, питание каждой группы
электроприемников должно рассматриваться самостоятельно.
К потребителям 1-й категории
относятся электроприемники, нарушение электроснабжения которых может повлечь за
собой опасность для жизни людей, повреждение уникального оборудования,
расстройство сложного технологического процесса, нарушение особо важных
элементов городского хозяйства. Электроприемники 1-й категории должны
обеспечиваться электрической энергией от двух независимых источников питания, и
перерыв их электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического
ввода резервного питания.
Ко 2-й категории относятся
приемники, перерыв в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском
продукции, простоем рабочих, механизмов, и промышленного транспорта, нарушением
нормальной деятельности значительного количества городских жителей. Для
приемников 2-й категории допустимы перерывы электроснабжения на время,
необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала. Их
питание может предусматриваться от одного источника. Ввод резервного питания
может осуществляться неавтоматически. Допускается питание рассматриваемых
приемников по одной воздушной ЛЭП, учитывая их высокую надежность, и при
наличии централизованного резерва последних.
Для приемников 3-й категории, к
которым относятся все остальные электроприемники, допускаются перерывы
электроснабжения на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного
элемента системы электроснабжения, но не свыше одних суток.
При создании системы
электроснабжения и рассмотрении условий резервирования на разных ступенях
системы, следует различать отдельный приемник и совокупность приемников одной
категории. Это обстоятельство касается приемников 3 категории, так как при их
большом объеме и значительной мощности в составе рассматриваемого потребителя
они в ряде случаев могут относиться по надежности электроснабженияк приемникам
2-й категории.
При использовании в СЭС кабелей не
всегда могут быть выполнены требования ПУЭ о допустимом времени отключения(не
более 1 суток) приемников 3-й категории, так как ремонт кабелей может
продолжаться более суток, что предопределяет резервирование кабельных линий,
последнее увеличивает надежность электроснабжения электроприемников.
Согласно «Указаниям по
проектированию городских электрических сетей» школы и детские учреждения, жилые
дома выше 5-и этажей и т.п. являются в целом электроприемниками 2-й категории.
Для электроприемников 2-й категории
рекомендации ПУЭ (п.I-2-50) допускают упрощения систем их электроснабжения. Например,
возможен отказ от резервирования трансформаторов и воздушных ЛЭП, использование
в аварийных случаях временных перемычек на стороне низшего напряжения шланговым
проводом, протяженностью до 50-и метров. Такими проводами, как правило,
оснащены дежурные бригады городских сетей.
2. Расчет электрических
нагрузок
Расчетная электрическая нагрузка
любого элемента СЭС жилых домов, в зависимости от числа квартир, питаемых от
этих элементов равна
Ркв.=Ркв.уд.× n,
где Ркв. - расчетная электрическая
нагрузка, рассматриваемая элемента сети, кВт;
Ркв.уд. - удельная нагрузка,
соответствующая числу квартир, кВт/квартира;
n - число квартир, питающихся от данного элемента.
Расчетные нагрузки линий питающих
лифты, принимаются по установленной мощности, при ПВ-1, с учетом коэффициента
спроса:
Рн.=РпÖПВн,
где Рн. - расчетная электрическая
нагрузка, кВт;
Рп - паспортная мощность
электродвигателя,
Рп=4,5 кВт;
ПВн - продолжительность включения по
паспорту электродвигателя лифта, ПВн=0,5 сек;
Рн.=РпÖПВн=4,5× Ö0,5=3,18 кВт.
Мощность резервных электродвигателей
при определении расчетной нагрузки не учитывается.
Таким образом, нагрузка лифтовых установок
составит:
S= Рн×kс.л. /cosj
нагрузка трансформатор
замыкание силовой
где kc.л. - коэф. спроса лифтов;
cosj - коэф. мощности, для лифтов - cosj=0,6.
Расчетная нагрузка на вводе жилого
дома (без встроенных потребителей) составит:
Рж.д.=Ркв. +0,9 Рс,
где Рс. - нагрузка силовых
приемников (в частности лифтов) с учетом коэффициента участия силовых
потребителей в максимуме нагрузки квартир, равного 0,9 [ПУЭ. I-2-59].
Суммарная нагрузка на вводе
общественно-коммунального здания или предприятия определяется:
Робщ.=Робщ.× М,
где Робщ. - удельная расчетная
нагрузка одного показателя (посадочное место, рабочее место и т.д.)
2.1 Определение
расчетных нагрузок по элементам условного участка сети
Нагрузка линии 0,4 кВ ТП-1:
Sл.1 = Ркв/cos j + 0,9×Рном д.ксл/cos j + Рмаг./cos j + Ркафе./cos j +Рпарик../cosj
Sл.1 = 160 0,79/0,92 +0,9×(5×4,5×Ö0,5×0,6/0,6)+0.25100/0,8+50/0,98+
+1,04×50/0,98 +1,5×10/0,97
= 251,48 кВА
Sл.1 = Ркв/cos j + Рмаг./cos j + 0,9×Рном д.ксл/cos j
Sл.1 =288 0,75/0,92+0,25
300/0,8 +0,9×(8×4,5Ö0,5×0,45/0,6)=345,71 кВА
для ТП - 2
для ТП - 3
для ТП - 4
для ТП - 5
для ТП - 6
для ТП - 7
для ТП - 8
для ТП - 9
для ТП - 10
для ТП - 11
для ТП - 12
2.2 Нагрузка на шинах
0,4 кВ ТП.
где, kmi - коэффициент участия i - того учреждения в максимуме нагрузки;
Робщ.i - расчетная нагрузка на вводе в учреждение;
При питании от
трансформаторных подстанций, указанных выше потребителей, полная нагрузка на
шинах ТП составит:
.3 Нагрузка
распределительной линии 10 кВ
Полная нагрузка линии
питающей ТП - 1; ТП - 2; ТП - 3; ТП - 4
Sл1=2547,76
кВА
Коэффициент
одновременности для линий 10 кВ принимается согласно ПУЭ § 1-2-57.
Полная нагрузка линии
питающей ТП-7; ТП-6; ТП-5
Sл2=1377,78
кВА
Полная нагрузка линии питающей
ТП-9; ТП-8; ТП-10; ТП-11; ТП-12
Sл3=3067,79
кВА
Таблица 1. Нагрузка
распределительной сети 10 кВ.
|
№
|
Наименование объекта
|
Жилые дома
|
Общественно - коммунальные здания
|
лифты
|
Полная нагрузка линий 0,4 кВ
|
Категория надежности элементов эл. снабжения
|
|
|
Кол-во кв-р
|
Ркв.уд., кВт
|
Робщ. кВт
|
м
|
Cos  kmКол-воКсл.
|
|
|
|
|
|
|
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
|
ТП - 1 9-ти эт. жилой дом Магазин Кафе Парикмахерская 9-ти эт.
жилой дом Магазин Поликлиника 5-ти эт. жилой дом 5-ти эт. жилой дом 5-ти эт.
жилой дом 5-ти эт. жилой дом 5-ти эт. жилой дом ТП - 2 9-ти эт. жилой дом
Пром. магазин 5-ти эт. жилой дом 5-ти эт. жилой дом Дет.садик 5-ти эт. жилой
дом 5-ти эт. жилой дом 5-ти эт. жилой дом
|
160 288 200 200 100 100 100 324 120 140 140 140 140 140 36 108
108 216 180 80
|
0,79 0,75 0,77 0,77 0,85 0,85 0,85 0,74 0,83 0,81 0,81 0,81
0,81 0,81 1,28 0,86 0,86 0,77 0,78 0,95
|
0,25 1,04 1,5 0,25 0,07 0,16 0,46 0,25 0,46 0,25 0,16 110 0,25
0,46 0,25 0,16 1,5 1,04 0,46 0,25
|
100 м2 50 мест 10 раб. мест 300 м2 500
посещений 300 м2 250 мест 800 мест 300 мест 100 м2 200
м2 торг. ц. 900 мест 500 мест 100 м2 100 м2 10
раб. мест 100 чел. 200 чел. 200 м2
|
0,8 0,98 0,97 0,8 0,9 0,9 0,97 0,95 0,97 0,8 0,9 0,9 0,95 0,97
0,8 0,9 0,97 0,98 0,97 0,8
|
1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,9 0,3 0,9 1,0 1,0 1,0 0,3 0,9 1,0
1,0 1,0 1,0 0,9 1,0
|
5 8 9 1 3 3 6 10 1 1 4 4 5 4 4 5 4 4 5 4
|
0,6 0,45 0,42 1 0,75 0,75 0,55 0,4 1 1 0,65 0,65 0,6 0,65 0,65
0,6 0,65 0,65 0,6 0,65
|
251,48 345,71 38,89 167,39 167,39 92,39 92,39 92,39 331,98
108,26 123,26 118,56 123,26 123,26 123,26 210,53 123,26 54,86 112,89 112,89
|
II
II II III
III III III
III II III
III II
III III III
II III II
II II
|
2.4 Нагрузка на шинах 10
кВ РП
Полная нагрузка на шинах 10 кВ РП
составит:
SРП =(Sл.1 + Sл.2+ Sл.3)× 0,9; кВА;
SРП =
(2547,76+1377,78+3067,79)×
0,9=6294 кВА;
SРП = 6294 кВА
2.5 Нагрузка на сборных
шинах 10 кВ ГПП
Для расчета принимаю суммарную
нагрузку линий 10 кВ питающих промышленные предприятия Sпр.пр.=50 000 кВА; нагрузка жилого района
SРП =6 294 кВА
Полная нагрузка на шинах 10 кВ ЦП
составит:
SЦП = Sпр.пр.× кн.× SРП;
SЦП = 50000 × 0,6 × 6294 =
53 776,4 кВА
SЦП =53 776,4 кВА
Расчет результатирующей нагрузки на
шинах ЦП выполнен применительно к утреннему максимуму, поэтому учитывается
коэффициент несовпадения - кн.=0,6, применительно к нагрузке
распределительной сети.
3. Выбор числа и
мощности силовых трансформаторов
3.1 Выбор
трансформаторов ГПП
Наиболее часто ГПП, питающие
промышленные предприятия, выполняют двухтрансформаторыми.
Выбор мощности трансформаторов ГПП
производится на основании расчетной нагрузки на шинах ЦП в нормальном режиме
работы. В послеаварийном режиме (при отключении одного из трансформаторов) для
надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от
оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных
потребителей, с целью снижения нагрузки трансформатора, может быть отключена.
При установке на ГПП двух
трансформаторов, номинальная мощность каждого из них определяется по условию:
Sном. тр. = ³ Sр∑/ 2×0,7 = Sр∑/ 1,4; кВА
Sном. тр. ³53
776,4/1,4 =38 411,7 кВА
В аварийных условиях оставшийся
трансформатор проверяют на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения
потребителей 3-й категории надежности.
,4× Sном. тр. ³ Sр∑
,4 × 40 000>53
776,4, т.к. 56 000 >53
776,4 кВА;
Перегрузочная способность
трансформаторов в аварийном режиме удовлетворяет условию: 1,4 Sном. тр. ³ Sр∑
Таблица 2 Технические характеристики
трансформатора
|
Sном.тр
МВА
|
Тип тр-ра
|
Sст
МВА
|
UВ
кВ
|
Uн
кВ
|
DРх.х. кВт
|
DРк.з.. кВт
|
DQх.х.
кВАр
|
DIх.х.
%
|
Uк
%
|
|
38, 412
|
ТРДНС 40 000/110
|
40
|
115
|
10,5
|
34
|
170
|
220
|
0,55
|
10,5/30
|
Определим годовые потери
электрической энергии - DWтр. для трансформаторов ГПП
по следующей формуле:
DWтр= nDP/х.х.×Твкл.+1/nтр×.DP/к.з.(Smax/ Sном. тр.)2××t,
где nтр - число параллельно работающих трансформаторов,
Твкл. - число часов
работы трансформатора в году
Твкл.=8760 ч
t -
число часов максимальных потерь, ч.
t
=(0,124 +Тmax н./10 000)2×8760, где
Тmax н. - время использования максимума нагрузки потребителями, Тmax н.=2190 ч/год,
t
=(0,124 +Тmax н./10 000)2×8760 = (0,124 +2190/10000)2× 8760,
нагрузка трансформатор
замыкание силовой
t
=1030,6 ч
DP/х.х - приведенные потери холостого хода (х.х.);
DP/к.з - приведенные потери короткого замыкания (к.з.)
Определим приведенные потери
холостого хода (х.х.) по формуле:
DP/х.х=DPх.х+ кэк.× DQх.х.,
где DQх.х. = Sном.тр.× Iх.х%./100%, кВА;
кэк - экономический
эквивалент реактивной мощности (коэф. превышения потерь), кэк=0,05¸ 0,07 кВт /кВА;
принимаю кэк=0,05 кВт
/кВА
DQх.х. =40000× 0,55/100 = 220 кВА
Приведенные потери холостого хода:
DP/х.х=34 +0,05× 220 =
45 кВт.
Приведенные потери короткого
замыкания:
DP/к.з.= DPк.з. + кэк.× DQк.з., кВт;
где DQк.з..=. Sном.тр.× Uк%./100%, кВА
кэк - экономический эквивалент
реактивной мощности (коэф. превышения потерь), кэк=0,05¸ 0,07 кВт /кВА,
принимаю кэк=0,05 кВт
/кВА
DQк.з..= 40000 ×10,5/100 = 4200 кВА
DP/ к.з.=170 +
0,05× 4200 = 380 кВт
Таким образом, годовые потери
электрической энергии - DWтр.
для трансформаторов ГПП, составят:
DWтр.=2× 45×
8760+1/2 × 380
(38411,7/40000)2 ×1030,6=
DWтр=968 972,17 кВт ч/год
.2 Выбор трансформаторов
ТП
Выбор мощности трансформаторов ТП
производится исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме работы и с
учетом необходимого резервирования в послеаварийном режиме
Sном. тр. = SТП / кз.× N;
где N - число трансформаторов,
кз. - коэф. загрузки
трансформатора.
При преобладании нагрузок 2-й
категории надежности, и при наличии централизованного (складского) резерва
трансформаторов, а так же при нагрузках 3-й категории надежности коэф. загрузки
тр-ра: кз. =0,9¸ 0,95
Так как имеются потребители 2-й
категории надежности, то для расчета принимаются двухтрансформаторные подстанции.
В случае аварийного отключения
одного из трансформаторов нагрузка потребителей 2-й категории надежности
переводится на оставшийся в работе трансформатор.
Определим мощности трансформаторов
ТП по формуле:
Sном. тр. = SТП / кз. ×N,
Для ТП -1
Sном. тр. =1075/2× 0,9
=597,22 кВА
Для ТП -2
Sном. тр. =921,1/2× 0,9
=511,72 кВА
Для ТП -3
Sном. тр. =563,48/2× 0,9
=313,04 кВА
Для ТП -4
Sном. тр. =271,26/0,9 =301,4 кВА
Для ТП -5
Sном. тр. =257,39/ 0,9 =285,99 кВА
Для ТП -6
Sном. тр. =544,51/2× 0,9
=302,51 кВА
Для ТП -7
Sном. тр. =728,97/2× 0,9
=404,98 кВА
Для ТП -8
Sном. тр. =330,66/2× 0,9
=183,7 кВА
Для ТП -9
Sном. тр. =977,4/ 2× 0,9
=543 кВА
Для ТП -10
Sном. тр. =689,7/2× 0,9
=383,17кВА
Для ТП -11
Sном. тр. =755,58/2× 0,9
=419,77 кВА
Для ТП -12
Sном. тр. =655,32/2× 0,9
=364,07 кВА
Принимаю к установке силовые
трансформаторы:
ТП-1 2ТМ 630/10
ТП-2 2ТМ 630/10
ТП-3 2ТМ 400/10
ТП-4 ТМ 400/10
ТП-5 ТМ 400/10
ТП-6 2ТМ 400/10
ТП-7 2ТМ 630/10
ТП-8 2ТМ 250/10
ТП-9 2ТМ 630/10
ТП-10 2ТМ 400/10
ТП-11 2ТМ 630/10
ТП-12 ТМ 400/10
Принятые мною к установке
трансформаторы двухтрансформаторных подстанций проверяются на допустимую
перегрузку, с учетом возможного отключения потребителей 3-й категории
надежности по условию:
,4 Sном.тр.≥ SТП
ТП-1
,4× 630=882< 1075
кВА
Условие не выполняется, однако,
потребителей 3-й категории надежности (которые составляют 49%) в аварийном
режиме можно отключить.
В этом случае перегрузка
трансформатора составит:
Кп. ав.=(1075-526,75)/630=0,87
Такая перегрузка трансформатора
допустима в течении 5 суток (если приняты меры по усилению охлаждения
трансформатора), так как начальная загрузка трансформатора составит:
Кз 1= SТП/2×Sном.= 1075/2×
630=0,85< 0,9
ТП-2
,4× 630=882< 921,1
кВА
Условие не выполняется, однако,
потребителей 3-й категории надежности (которые составляют 57%) в аварийном
режиме можно отключить.
В этом случае перезагрузка
трансформатора составит
Кп. ав.=(921,1-526,03)/630=0,63
Перегрузка трансформатора допустима
в течении 5 суток, начальная загрузка трансформатора составит:
Кз 1= SТП/2×Sном.= 921,1/2×
630=0,73< 0,9
ТП-3
,4× 400=560< 563,48
кВА
Условие не выполняется, однако,
потребителей 3-й категории надежности (которые составляют 15%) в аварийном
режиме можно отключить.
В этом случае перезагрузка
трансформатора составит
Кп. ав.=(563,48-84,52)/400=1,197»1,2
Перегрузка трансформатора допустима
в течении 5 суток с продолжительностью по 8 часов в сутки, начальная загрузка
трансформатора составит:
Кз 1= SТП/2×Sном.= 563,48 /2×
400=0,7< 0,9
ТП-6
,4× 400=560>544,51
кВА
ТП-7
,4× 630=882>728,97
кВА
Условие выполняется.
ТП-8
,4× 250=350 >330,66
кВА
Условие выполняется.
ТП-9
,4× 630=882< 977,4
кВА
Условие не выполняется, а так как
все потребители 2-й категории надежности, то применяются трансформаторы большей
мощности (1000 кВА).
,4× 1000=1400>977,4
кВА
Условие выполняется.
ТП-10
,4× 400=560< 689,7
кВА
Условие не выполняется, а так как
все потребители 2-й категории надежности, то применяются трансформаторы большей
мощности.
,4× 630=882> 689,7
кВА - условие выполняется.
ТП-11
,4× 630=882>755,58
кВА
Условие выполняется.
ТП-12
,4× 400=560< 655,32
кВА
Условие не выполняется.
Потребители 3-й категории надежности
составляют 80%. В этом случае перегрузка трансформатора составит
Кп.ав.=(655,32-524,26)/400=0,33
Перегрузка трансформатора допустима
в течении 5 суток, начальная загрузка трансформатора составит:
Кз 1= SТП/2×Sном.= 655,32 /2×
400=0,82< 0,9
Для однотрансформаторных ТП
производится проверка перегрузочной способности трансформатора в часы
максимальной загрузки:
Кп.доп. Sном.тр.³SТП,
где Кп.доп - коэф.
превышения нагрузки трансформатора, определяется в зависимости от Кз.1
и от продолжительности перегрузки.
ТП-4
Кз 1=271,26/400=0,68
Кп.доп=1,16
,16×Sном тр..=1,16 400=464>301,4
кВА
Условие 1,16 Sном.тр.≥ SТП - выполняется.
ТП-5
Кз 1= 257,39/400=0,64
Кп.доп=1,16
,16×Sном тр..=1,16×400=464>257,39 кВА,
условие 1,16 Sном.тр.≥ SТП - выполняется.
Таблица 3. Технические
характеристики трансформаторов ТП.
|
N ТП
|
Sрасч..тр
кВА
|
Тип тр-ра
|
Sст
кВА
|
DРх.х. кВт
|
DРк.з.. кВт
|
DIх.х.
%
|
Uк
кВ
|
rтр,
Ом
|
Xтр
Ом
|
|
1
|
2х597,22
|
2ТМ
|
630/10
|
8,05
|
1,55
|
2,0
|
5,5
|
2,2
|
9,6
|
|
2
|
2х511,22
|
2ТМ
|
630/10
|
8,05
|
1,55
|
2,0
|
5,5
|
2,2
|
9,6
|
|
3
|
2х313,04
|
2ТМ
|
400/10
|
5,7
|
1,0
|
2,1
|
4,5
|
3,9
|
12,6
|
|
4
|
301,4
|
ТМ
|
400/10
|
5,7
|
1,0
|
2,1
|
4,5
|
3,9
|
12,6
|
|
5
|
285,99
|
ТМ
|
400/10
|
5,7
|
1,0
|
2,1
|
4,5
|
3,9
|
12,6
|
|
6
|
2х302,51
|
2ТМ
|
400/10
|
5,7
|
1,0
|
2,1
|
4,5
|
3,9
|
12,6
|
|
7
|
2х404,98
|
2ТМ
|
630/10
|
8,05
|
1,55
|
2,0
|
5,5
|
2,2
|
9,6
|
|
8
|
2х543
|
2ТМ
|
250/10
|
3,95
|
0,72
|
2,3
|
4,6
|
6,9
|
20,2
|
|
9
|
2х597,22
|
2ТМ
|
1000/10
|
12,7
|
4,5
|
3,0
|
5,5
|
1,4
|
8,0
|
|
10
|
2х383,17
|
2ТМ
|
630/10
|
8,05
|
1,55
|
2,0
|
5,5
|
2,2
|
9,6
|
|
11
|
2х419,77
|
2ТМ
|
630/10
|
8,05
|
1,55
|
2,0
|
5,5
|
2,2
|
9,6
|
|
12
|
2х364,07
|
2ТМ
|
400/10
|
5,7
|
1,0
|
2,1
|
4,5
|
3,9
|
12,6
|
.3 Годовые потери эл.
энергии в трансформаторах
Годовые потери эл. энергии в
трансформаторах составят:
DWтр= nDP/х.х.×Твкл.+1/nтр×.DP/к.з.(Sрасч. тр / Sном. тр.)2××t;
DWТП-1= 2× 8,68 × 8760 +
1/2×3,28 (597,22/630)2×1030,6=153592,47 кВт×ч/год,
DQх.х. = 630×2/100=12,6 кВА
DP/х.х=8,05+0,05×12,6=8,68
кВт
DQк.з. = = 630×5,5/100= 34,65 кВА
DP/к.з.=1,55+ 0,05.× 34,65=3,28 кВт;
DWТП-2= 2× 8,68 × 8760 +
1/2×3,28 (511,72/630)2×1030,6=153188,72 кВт×ч/год; DWТП-3= 2× 8,68 × 8760 +
1/2×1,9 (313,04/400)2×1030,6=107822,04 кВт×ч/год,
DQх.х. = 400×2,1/100=8,4 кВА
DP/х.х=5,7+ 0,05×
8,4=8,68 кВт
DQк.з. = = 400× 4,5/100= 18 кВА
DP/к.з.=1,0+ 0,05.× 18=1,9 кВт.;
DWТП-4= 6,12 × 8760 + 1,9 (301,4/400)2×1030,6=54722,96 кВт×ч/год;
DWТП5= 6,12 × 8760 + 1,9 (285,99/400)2×1030,6=54612,18 кВт×ч/год;
DWТП-6= 2× 6,12 × 8760 +
1/2×1,9 (302,51/400)2×1030,6=107782,38 кВт×ч/год;
DWТП-7=2× 8,68 × 8760
+1/2× 3,28 (404,98/630)2×1030,6=152772,03 кВт×ч/год;
DWТП-8= 2× 4,24 × 8760 +
1/2×1,3 (183,7/250)2×1030,6=74646,49 кВт,
DQх.х. = 250 ×2,3/100=5,75 кВА
DP/х.х=3,95+ 0,05×
5,75=4,24 кВт
DQк.з. = 250× 4,6/100= 11,5 кВА
DP/к.з.=0,72+ 0,05.× 11,5=1,295 » 1,3
кВт;
DWТП-9=2× 14,2 × 8760
+1/2× 7,25 (543/1000)2×1030,6=249890,09 кВт×ч/год,
DQх.х. = 1000× 3/100=30,0 кВА
DP/х.х=12,7+ 0,05×
30=14,2 кВт
DQк.з. = 1000× 5,5/100= 55 кВА
DP/к.з.=4,5+ 0,05.× 55=7,25 кВт;
DWТП-10=2× 8,68 × 8760
+1/2× 3,28 (383,17/630)2×1030,6=152698,82 кВт×ч/год;
DWТП-11=2× 8,68 × 8760
+1/2× 3,28 (419,77/630)2×1030,6=152823,97 кВт×ч/год;
DWТП-12=2× 6,12 × 8760
+1/2× 1,9 (364,07/400)2×1030,6=108033,48 кВт×ч/год.
4. Выбор схемы питания
ТП и потребителей
В зависимости от установленной
мощности приемников электроэнергии различают объекты большой и (75-100 МВт),
средней (от 5-7,5 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности. Для предприятий малой
и средней мощности, как правило, применяют схемы с одним приемным пунктом эл.
энергии, а так как имеются потребители 1-й категории надежности, то
предусматривается секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции
по отдельной линии.
Для питания приемников эл. энергии
промышленных предприятий принимают схему с выключателями на высокой стороне -
В.Н.
Для преобразования электроэнергии с
одного напряжения на другое на ГПП установлены понижающие трансформаторы типа
ТРДНС 40 000/110. Трансформаторы с расщепленной обмоткой используют на
понижающих подстанциях с целью ограничения токов короткого замыкания К.З.
Основные параметры трансформатора:
Sном.тр =40 МВА
UВ =115 кВ
UН = 10,5 кВ
Uк%=10,5/30%
DIх.х.= 0,55%
Для распределительных устройств 6-10
кВ понизительных подстанций для схемы с одной системой шин широко применяются
КРУ различных типов: с маломасляными выключателями ВМП, ВММ, ВМПЭ, ВК и МГГ, с
электромагнитными выключателями ВЭМ, ВЭ и ВВТП, с вакуумными выключателями
ВНВП, ВВТЭи ВВТ.
Для проектируемой ГПП в РУ-10 кВ
применяются КРУ с масляными выключателями.
Для элетроснабжения жилого района
выбираю схему питающей сети 10 кВ с параллельной работой линий от ЦП до РП.
Так как имеются объекты 2-й
категории надежности, то целесообразно применять петлевую схему элетроснабжения
приемников эл. энергии. Петлевая схема включает в себя радиальные линии 0,4 кВ
в сочетании с петлевыми линиями 10 кВ, которые в нормальном режиме разомкнуты
вблизи точки токораздела.
Мощность трансформаторов ТП
предусматривается с резервом, на случай питания потребителей при отключении
одного из двух трансформаторо, при этом резервирование трансформаторов для
питания электроприемников 3-й категории надежности не предусматривается. Ввод
резервных элементов петлевой сети осуществляется дежурным персоналом.
Схема создает требуемую надежность
электроснабжения для основных городских потребителей и имеет хорошие
технико-экономические показатели, а так же удобна в эксплуатации, ее внедрение
не требует никаких технико-экономических обоснований. Схема является основной
для большинства городов России.
5. Расчет сечения сети
Выбор пропускной способности линий и
мощности трансформаторов производится по экономическим и техническим требованиям
на основании установленного распределения суммарной нагрузки. При расчете сети
учитываются нормальный и послеаварийный режим ее работы.
Нормальным является режим надежного
электроснабжения при котором все элементы сети находятся в работе и распределение
нагрузки соответствует наивыгоднейшим условиям передачи электроэнергии.
Послеаварийные режимы соответствуют
состоянию, когда в сети по тем или иным причинам отсутствуют один и ли
несколько элементов.
Выбранные параметры сети должны
удовлетворять условиям работы в указанных режимах.
5.1 Выбор сечения жил
кабелей по экономической плотности тока
Fэк.= Iрасч./gэк.
где, Iрасч - расчетный ток линии в нормальном режиме, А
gэк. - нормативное значение экономической плотности тока, gэк.=1,6 А/мм2
Расчетные токи линий в нормальном
режиме.
Fэк.= Iрасч./gэк.
Fэк lРП/ТП-1.= I lРП/ТП-1../gэк.= 81,82/1,6=51,14 мм2
Fэк lТП-1/ТП-2= I lТП-1/ТП-2./gэк.= 50,75/1,6=31,72 мм2
Fэк lТП-2/ТП-3= I lТП-2/ТП-3./gэк.= 24,13/1,6=15,08 мм2
Fэк lТП-3/ТП-4= I lТП-3/ТП-4./gэк.= 7,84/1,6=4,9 мм2
Fэк lРП/ТП-7= I lРП/ТП-7./gэк.= 44,24/1,6=27,65 мм2
Fэк lТП-7/ТП-6= I lТП-7/ТП-6./gэк.= 23,18/1,6=14,49 мм2эк lТП-6/ТП-5= I lТП-6/ТП-5./gэк.= 7,44/1,6=4,65 мм2эк lРП/ТП-9= I lРП/ТП-9./gэк.= 98,52/1,6=61,58 мм2эк lТП-9/ТП-8= I lТП-9/ТП-8./gэк.= 70,27/1,6=43,92 мм2эк lТП-8/ТП-10= I lТП-8/ТП-10./gэк.= 60,71/1,6=37,94 мм2эк lТП-10/ТП-11= I lТП-10/ТП-11./gэк.= 40,78/1,6=25,49 мм2эк lТП-11/ТП-12= I lТП-11/ТП-12./gэк.= 18,94/1,6=11,84 мм2эк lЦП-9/РП= I
lЦП/РП./gэк.= 181,91/1,6=113,69
мм2
5.2 Выбор сечений жил
кабелей по нагреву
Сечения проводников любого
назначения должны удовлетворять условиям допустимого нагрева в нормальных и
послеаварийных режимах, а так же в период ремонта: Iдл.доп..≥ Iав.
Таблица 4. Выбор сечения жил кабелей
|
Наименован. линии
|
Марка и сечение кабеля
|
I
дл. доп, А
|
rо,
Ом/км
|
xо,
Ом/км
|
Длина линии, км
|
I
ав. расч., А
|
РП/ТП-1 ТП1/ТП2 ТП2/ТП3
ТП3/ТП4 РП/ТП-7 ТП7/ТП6 ТП6/ТП5 РП/ТП9 ТП9/ТП8 ТП8/ТП10 ТП10/ТП11 ТП11/ТП12
ЦП/РП ВЛ-110кВАСБ
х70
х35
х16
х16
х25
х16
х16
х95
х70
х50
х25
х16
СБ
х185
АС
х605
/32
,46
,92
,28
,28
,28
,28
,28
,34
,46
,64
,28
,28
,103
,0605
,086
,095
,099
,099
,099
,099
,099
,083
,086
,09
,099
,099
,077
,4
,2
,15
,2
,18
,3
,18
,1
,4
,18
,25
,25
,4
,000
,63
,49
,25
,68
,48
,36
,88
,04
,54
,42
,56
,88
,82
.3 Проверка выбранного
сечения жил кабелей по потере напряжения
Выбранное сечение проверяется по
потере напряжения. Нормированных значений для потери напряжения не установлено.
Однако, зная напряжение на шинах источника питания и подсчитав потери
напряжения в сети, определяются потери у потребителей.
DU=Ö3× Iр l (rуд.cosj +xуд sinj),
где× Iр - расчетный ток линии,
А
l - длина линии, м
rуд; xуд - активное и реактивное удельные сопротивления линий, Ом/км
cosj; sinj -
соответствуют коэф. мощности в конце линий,
cosj=0,92; sinj=0,38,
6. Выбор конструктивного
исполнения и схемы соединений ГПП
Схема ГПП выбирается с учетом
установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надежности,
характера электрических нагрузок и размещения их на генеральном плане.
Наиболее простыми и экономичными
являются схемы подстанций с одной системой шин на первичном напряжении 35-110
кВ. Для РУ 6-10 кВ широко используют схему с одной секционированной системой
шин. Число секций зависит от числа подключений и принятой схемы распределения
электроэнергии. В большинстве случаев число секций не превышает двух. Каждая
секция работает раздельно и получает питание от отдельной линии или
трансформатора. В нормальном режиме работы секционный аппарат отключен.
Применение секционного выключателя
обеспечивает автоматическое включение резерва - АВР, что согласно п. 1-2-40 ПУЭ
позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории по
надежности электроснабжения.
Конструктивное исполнение ГПП
определяется принятой схемой и условиями окружающей среды. При нормальной
окружающей среде РУ 35-220 кВ выполняют открытыми. Силовые трансформаторы
всегда устанавливаются отрыто. Для устройства РУ 6-10 кВ используют комплектные
распределительные устройства (КРУ). КРУ состоит из закрытых шкафов со
встроенными в них аппаратами, измерительными приборами и вспомогательными
устройствами.
7. Расчет токов
короткого замыкания
Основной причиной нарушения
нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение К.З.
в сети или элементах электрооборудования вследствии повреждения изоляции или
неправильных действий обслуживающего персонала.
Для снижения ущерба, обусловленного
выходом из строя электрооборудования при протекании токов К.З., а так же для
быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения
необходимо правильно определять токи К.З. и по ним выбирать
электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов К.З.
При возникновении К.З. имеет место
увеличение токов в фазах системы электроснабжения или электроустановок по
сравнению с их значением в нормальном режиме работы.
В свою очередь, это вызывает
снижение напряжений в системе, которое особенно велико вблизи места К.З.
Расчетным видом К.З. для выбора или
проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное К.З., однако,
для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики требуется
определение и нессиметричных токов К.З.
Расчет токов К.З. с учетом
действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов
системы электроснабжения сложен. Поэтому, для решения большинства практических
задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей:
не учитывается сдвиг по фазе ЭДС
различных источников питания, входящих в расчетную схему;
трехфазная сеть принимается
симметричной;
не учитываются токи нагрузки;
не учитываются токи намагничивания
трансформаторов;
не учитываются емкости, а следовательно,
и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях.
Для расчета токов К.З. составляется
расчетная схема системы электроснабжения.
Расчетная схема представляет собой
упрощенную однолинейную схему, на которой указаваются все элемены системы
электроснабжения и их параметры, влияющие на ток короткого замыкания (К.З.).
Схема замещения представляет собой
электрическую схему, соответствующую расчетной схеме, в которой все магнитные
связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены
сопротивлениями (r и x).
Рис. 1. Расчетная схема
Рис. 2. Схема замещения
За базисные единицы
принимается номинальная мощность трансформатора 
и среднее напряжение
ступени с точками К.3. 
) Система
) Воздушная линия
) Трансформатор
) Кабельная линия
Суммарное сопротивление
до точки К1
Суммарное сопротивление
до точки К2
Суммарное сопротивление
до точки К3
Так как выполняется
условие: 
,
то активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении
тока К.3. не учитываются.
Для выбора и проверки
эл. оборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать
наибольшее возможное мгновенное значение тока К.3. (ударный ток)
Где, Iп.о - значение периодической составляющей тока К.3. в начальный
момент (если рассматривают систему бесконечной мощности, то 
);
Куд - ударный
коэффициент, зависящий от постоянной времени Та апериодической
составляющей тока К.3. (рис. 6.2 
).
Та= xк/(314 rк);
где xк и rк
- соответственно индуктивное и активное сопротивления цепи К.3.
Для точки К1 - 
Для точки К2 - 
Для точки К3 -
Ударный ток в
рассматриваемых точках составит:
8. Выбор и проверка
аппаратуры РУ ГПП и сечения КЛ
Проверка аппаратов и
токоведущих частей РУ на термическую стойкость сводится к определению
наибольшей температуры нагрева их токами К.3., для чего необходимо знать
длительность К.3.
,
где t3 - время действия релейной защиты;
tn
- полное время отключения выключателя;
При удаленном К.3.
периодическая составляющая тока является незатухающей, поэтому
.
Выключатели
распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше выбираются обычно
однотипными для всех цепей данного РУ и проверяются по более тяжелым условиям
К.3.
Выключатели выбираются
по номинальному току Iдл.ном,
отключающей способности, а так же их проверяют на термическую стойкость и на
динамическую стойкость.
Определение расчетных
токов продолжительного режима на стороне ВН:
Расчетные токи на
стороне Н.Н. при двух установленных трансформаторах:
где, 
-
перспективная полная нагрузка на стороне Н.Н. на 10-летний период; =
53776,4 кВ×А
»53,78×103
кВ×А
Выбираю выключатель на
ВН трансформатора - ВМТ -110Б-20/1000 УХЛ1, трехполюсный, U=110 кВ, категория изоляции - Б, номинальный ток отключения I ном.=20 кА, предназначен для работы в районных с умеренным и холодным
климатом.
Таблица 5. Выбор
выключателя 110кВ
|
Расчетные данные
|
Каталожные данные
|
Условия выбора
|
Uуст
= 110 кВ Imax =
273,5А Iпо = 6,25 кА 
уд
= 8,84 кА
Вк = 117,4 кА2·cUном = 110 кВ
Iном
= 1000 А
Iдин.
= 20 кА
дин.
= 52 кА
Uуст
Uном
Imax
Iном
Iпо
Iдин
уд
Расчетные токи на шинах РП
Выбираем выключатели на
отходящих линиях РУ ГПП и РУ РП. - ВМПЭ - 10-630-20 У3.
Таблица 6. Выбор
выключателя 10кВ
|
Расчетные данныеКаталожные данныеУсловия выбора
|
|
|
Uуст
= 10 кВ Imax =
363,82А Iпо = 9,78 кА Iпо
= 11,17 кА уд
= 21,44 кА
уд
= 30,01 кА
Вк = 49,55 кА2·с
Вк = 145,98
кА2·сUном
= 10 кВ
Iном
= 630 А
Iдин.
= 20 кА
дин.
= 52 кА
Uуст
Uном
Imax Iном
Iпо
Iдин
уд
Разъединители выбираются по
длительному номинальному току и номинальному напряжению, затем проверяется на
термическую и динамическую стойкость.
Выбираю разъединитель РНД3-2-110/630
Т-1.
Таблица 7. Выбор разъединителя 110кВ
|
Расчетные данные
|
Каталожные данные
|
Условия выбора
|
Uуст
= 110 кВ Imax =
273,5А Iпо = 6,25 кА уд
= 8,84 кА
Вк = 117,4 кА2·сUном =110 кВ
Iном
= 630 А
Iдин.
= 80 к
дин.
= 80 кА
Uуст
Uном
Imax Iном
Iпо
Iдин
Трансформаторы тока.
На ВН выбираю следующие
трансформаторы тока:
ТФЗМ -110Б-IУ1 и ТВТ -110-I-300/5 и ТФЗМ -35Б-II - 3000/5
Таблица 8. Выбор трансформаторов
тока 110кВ
|
Расчетные данныеКаталожные данныеУсловия выбора
|
|
|
Uуст = 110 кВ Imax = 273,5А уд
= 8,84 кА
Вк = 117,4 кА2·с
Uуст
= 110 кВ
Iном
= 136,6 А
Imax = 273,5А
Вк = 117,4 кА2·с
Uуст
= 10 кВ
Iном
= 1554,34 А
Imax = 3108А
уд.
= 8,84 кА
Вк = 117,4 кА2·сТФЗМ
-110Б-IУ1
Uном
= 110 кВ
I1ном
= 300 А
дин.
= 62 кА
ТВТ -110-I -300/5
Uном
= 110 кВ
I1ном
= 300 А
I1ном
= 320 А
ТФЗМ -35Б-II - 3000/5
Uном
= 35 кВ
I1ном
= 3000 А
I1ном
= 3200 А
дин.
= 145 кА
Uуст
Uном
Iнорм
I 1норм
Imax I 1 норм
уд
Для отключения токов нормального
режима предназначены нагрузки ВН -16 (маломощный высоковольтный выключатель).
Он имеет простейшее дугогасительное устройство с вкладышами из газогенерирующего
материала. Значительную роль играют также специфические условия
распределительных сетей, где коммутационные операции с помощью ВН -16
производятся, как правило без нагрузки или с отключением токов, значительно
меньших, чем номинальный ток выключателя.
Наряду с выключателями нагрузки (ВН)
широкое применение в городских сетях получили предохранители типа ПК, которые
используются как для защиты отдельных элементов, так и для защиты
автоматических устройств.
Предохранители ПК на стороне 6-10 кВ
трансформатора предназначены для защиты сети от повреждений внутри
трансформатора и коротких замыканий на стороне напряжения 6-10 кВ последнего.
Проверка выбранного сечения КЛ на
термическую стойкость:
где, 
-
значение установившегося тока К.3.
с - коэффициент,
соответствующий разности выделенного тепла в проводнике после и до короткого
замыкания; с = 0,95;
где tn -
приведенное время действия К.З.;
- приведенное время
действия апериодической и периодической составляющей;
Все выбранные сечения
кабельных линий удовлетворяют условию:
Fэк.³
Smin
9. Релейная защита
Релейная защита
элементов распределительных сетей должна отвечать общеизвестным требованиям,
предъявленным ко всем устройствам релейной защиты: селективности,
быстродействия, чувствительности, надежности.
Во всех устройствах
релейной защиты предусмотрена возможность плавного или ступенчатого изменения
параметров срабатывания (уставок) в определенных пределах. Расчет релейной
защиты заключается в выборе уставок, отвечающих приведенным основным требованиям.
Расчет уставок
максимальной токовой защиты отходящей кабельной линии КЛ -10 кВ.
Рис. 3. Отходящая
кабельная линия
Выбор тока срабатывания
МТ3 1 по условию:
где, кн -
коэффициент надежности, учитывающий погрешность реле и необходимый запас,
;
кв -
коэффициент возврата реле, 
;
кс.з.п. -
коэффициент самозапуска, значение кс.з.п. зависит от вида нагрузки и
ее параметров, от схемы и параметров питающей сети, от выбранных параметров
срабатывания защиты и автоматики;
Iраб.мах
- максимальный рабочий ток (ток нагрузки) защищаемого элемента.
Рабочий максимальный ток
линии принимается равным 
Учитывая, что линия
питает бытовую нагрузку, принимается по опыту эксплуатации 
, тогда
ток срабатывания реле
защиты
,
где 
-
коэффициент схемы;
nт
- коэффициент трансформации трансформаторов тока;
10.
Технико-экономические расчеты
.1 Расчет экономических
показателей схемы внешнего электроснабжения
Капитальные затраты на
элементы системы электроснабжения состоят из расходов на оборудование,
строительные и монтажные работы:
,
где 
-
капитальные затраты на -тый
элемент схемы электрического снабжения, руб.;
- соответственно
затраты на оборудование, строительные и монтажные работы, руб.;
Капитальные затраты для
рассматриваемой схемы
где, 
-
капитальные затраты в одноцепную линию;
- то же по ГПП с двумя
трансформаторами.
Капитальные затраты в
линии:
где -
удельные затраты на 1 км линий, определяется по справочным материалам
Тип и мощность
подстанции ГПП-110-IV-2Ч40000Бр
КГПП = 337,6
тыс. руб.
10.2 Расчет годовых
эксплуатационных расходов
где, 
-
суммарные амортизационные отчисления по всем элементам схемы, тыс. руб./год;
- суммарные годовые
расходы на обслуживание системы электроснабжения (заработная плата рабочих,
занятых обслуживанием и текущим ремонтом, стоимость расходных материалов), тыс.
руб./год;
- суммарная стоимость
потерь энергии в элементах схемы электроснабжения за год, тыс. руб./год;
Суммарные
амортизационные отчисления:
где, 
-
норма амортизации для -того
элемента схемы электрического снабжения (табл. П1.3 
);
n
- количество элементов схемы.
Суммарные годовые
расходы на обслуживание системы электроснабжения:
где, 
-
годовой норматив расходов на обслуживание для - того элемента схемы
электроснабжения (табл. П1.3 )
Суммарная стоимость
потерь энергии определяется по формуле:
где, 
-
годовые потери электроэнергии в элементах схемы, кВт.ч;
- удельная стоимость
электроэнергии (потерь), руб./кВт. ч;
где, а - годовая
основная ставка двухставочного тарифа за кВт максимальной нагрузки, руб./кВт;
в - дополнительная
ставка двухставочного тарифа за потребленную электроэнергию, руб./кВт.ч;
Тmax - число часов использования нагрузки (максимальной);
10.3 Расчет
электроэнергетической слагаемой себестоимости электроэнергии
Для расчета
электроэнергетической слагаемой необходимо определить затраты по передаче и
трансформированию электроэнергии.
где Са -
амортизационные отчисления от стоимости основных фондов энергохозяйства, тыс.
руб./год;
Сэ -
стоимость электроэнергии, потребляемой за год, тыс. руб./год;
Сз.п. -
заработная плата персонала за год, тыс. руб./год;
См -
стоимость материалов, расходуемых за год на текущий ремонт и обслуживание
энергохозяйства, тыс. руб./год;
Сс.с. -
отчисления на социальное страхование, тыс. руб./год;
Спр. - прочие
годовые расходы, тыс. руб./год.
Расчет стоимости
годового расхода электроэнергии - Сэ.
Для населения и
коммунальных предприятий стоимость электроэнергии определяется по
одноставочному тарифу.
Количество электроэнергии
потребляемой населением и коммунально-бытовыми службами за год: 
Расчет заработной платы
персонала
Основная заработная
плата рабочих включает в себя оплату по тарифным ставкам и премии,
выплачиваемые по повременно-премиальной системе:
где, 
-
коэффициент, учитывающий премии рабочим из фонда заработной платы, 
- количество рабочих -
того разряда (П1.6, П1.7 );
- часовая тарифная
ставка -
того разряда, руб.; (П1.8 );
- действительный
годовой фонд времени работы, ч;
где, Пр -
число рабочих дней в году по календарю, для пятидневной рабочей недели Пр
=247 дней.
Кп -
коэффициент использования рабочего времени в течении года, 
Основная заработная
плата ИТР определяется по штатному расписанию (П1.7 )
;
Дополнительная
заработная плата включает в себя выплаты, не связанные с рабочим временем
(оплата очередных и ученических отпусков, времени выполнения государственных
обязанностей и др.)
- коэффициент,
учитывающий расход на дополнительную заработную плату; 
Годовой фонд заработной
платы персонала:
Отчисления на социальное
страхование предназначены для выплаты пенсий, пособий по временной
нетрудоспособности и финансирования некоторых других социальных мероприятий.
- норматив отчислений
на социальное страхование,
Затраты на материал
Годовая стоимость
материалов, расходуемых на текущий ремонт и эксплуатацию может быть определена
косвенно в процентах к основной заработной плате рабочих по ремонту и
обслуживанию оборудования:
где, 
-
доля затрат на материалы от основной заработной платы рабочих, 
.
Прочие расходы
Величина прочих расходов
за год по электроснабжению жилого района и коммунально-бытовых потребителей
определяется косвенно.
где, 
-
доля прочих затрат от основной заработной платы рабочих, 
Удельная
электроэнергетическая слагаемая:
Смета годовых
эксплуатационных расходов
Таблица 9. Смета годовых
эксплуатационных расходов
|
№ п/п
|
Наименование статей затрат
|
Затраты, тыс/руб.
|
%
|
|
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.
|
Основная заработная плата эксплуатационников и ремонтников
Дополнительная заработная плата Заработная плата руководителей и специалистов
Отчисления в социальный фонд Затраты на материалы Амортизация Прочие расходы
|
3,38 1,07 8,52 2,33 3,04 31,16 2,03
|
6,55 2,07 16,53 4,52 5,89 60 3,93
|
|
Итого затрат
|
51,53
|
100%
|
Калькуляция
себестоимости одного потребляемого кВт. час электроэнергии
Таблица 10. Себестоимость одного потребляемого
кВт. час электроэнергии
|
№ п/п
|
Статьи расходов и другие показатели
|
Ед.измерения
|
При расчете осн. ставки по тарифу
|
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.
8. Количество электроэнергии, получаемое из энергосистемы Коэффициент
мощности Ставка по тарифу Плата по тарифу Годовые эксплуатационные расходы
Всего годовых затрат Потери в сетях Себестоимость 1 кВт. ч W, 
cosj
коп.
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. кВт·ч
коп. кВт·ч25431788,16
.92
,7
,53
,22
,88
Заключение
В процессе проектирования системы
электроснабжения жилого района города был произведен расчет сечения
распределительной сети, нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП, на шинах РП и ГПП, расчет
токов короткого замыкания и релейной защиты. Произведен выбор коммутационной и
защитной аппаратуры. Произведен технико-экономический расчет, освещены вопросы
охраны труда и экологии.
В связи с тем, что основную часть
потребителей в микрорайоне составляют электроприемники II категории, то, в
соответствии с [8], трансформаторные подстанции приняли двухтрансформаторными.
Здания в непосредственной близости,
от которых располагается ТП, следует питать отдельными линиями и не включать
эти здания в магистральные схемы
Для питания электроприемников были
выбраны кабельные линии, по соответствующим расчетным электрическим нагрузкам
линий в нормальных и послеаварийных режимах работы на основе технических
ограничений допустимого нагрева и допустимых потерь напряжения, а также с
учетом применения минимальных сечений по условиям механической прочности (в
условиях монтажа и эксплуатации).
Все расчеты в дипломной работе
велись на основе нормативно-технической литературы.
Литература
1. Нормативы для
определения электрических нагрузок при проектировании системы электроснабжения
жилых и общественно-бытовых зданий М.:1999 г.
.А.А. Федоров, Л.Е.
Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. М.:
Энергоиздат. 1987 г.
.В.А. Козлов, Н.И. Блик,
Д.Л. Файбисович. Справочник по проектированию электроснабжения городов. Л.:
Энергоатомиздат. 1986 г.
.В.А. Козлов. Городские
распределительные электрические сети. Л.: Энергоиздат. 1982 г.
. В.А. Козлов. Электроснабжение
городов. М.: Энергия. 1977 г.
.В.Б. Атабеков, Я.Т.
Кулешов, И.А. Фридкин. Справочник по городским электрическим сетями
подстанциям. М.: 1963 г.
. Справочник по
проектированию электроснабжения. М.: Энергоатомиздат. 1985 г.
. Правила устройства
электроустановок (ПУЭ). М.: Энергоатомиздат. 1985 г.
. Л.Д. Рожкова, В.С.
Козулин. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат. 1987 г.
. Б.Н. Неклепаев, И.П.
Крючков. Электрическая часть элекростанций и подстанций. М.: Энергоатомиздат.
1989 г.
. М.А. Шабад. Расчеты
релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М.: Энергоатомиздат. 1985
г.
. Я.Л. Арцишевский.
Определение мест повреждения линий электропередачи в сетях с изолированной
нейтралью. М.: Высшая школа. 1989 г.
. Методические указания
«Технико-экономические расчеты в электроснабжении промышленных объектов.
Самара: 1992 г.
. Б.А. Князевский.
Охрана труда в электроустановках. М.: Энергоатомиздат. 1983 г.
. Г.Н. Яговкин. Основы
обеспечения безопасности жизнедеятельности на машиностроительных предприятиях.
Учебное пособие. Самара: Самарский государственный технический университет.
2005 г.