Реконструкция электроснабжения западной части города Канска - Физика и энергетика дипломная работа

Главная

Физика и энергетика
Реконструкция электроснабжения западной части города Канска

Анализ существующей схемы электроснабжения. Выбор варианта реконструкции системы электроснабжения западной части города Канска. Расчёт электрических нагрузок коммунально-бытовых потребителей. Оценка вариантов капиталовложений и выбор оптимального плана.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Среди многочисленных отраслей народного хозяйства энергетика занимает ведущее положение.
Электроэнергия применяется во всех отраслях народного хозяйства. При этом уровне роста развития электрификации в общем виде отражается достигнутый технико-экономический потенциал любой страны.
Электроэнергетика является неотъемлемой частью промышленности, транспорта, сельского хозяйства, коммунального хозяйства населённых пунктов.
Главная задача энергетики - более полное удовлетворение потребностей народного хозяйства, повышение жизненного уровня населения. Это достигается путём повышения качества электроснабжения потребителей. Использование электроэнергии обуславливает существенное повышение производительности труда и является основой создания автоматизированных систем в разработке новых процессов и производств.
Существенное влияние на увеличение экономичности строительства и эксплуатации жилищно-коммунального хозяйства имеет выбор рациональных схем и методов электроснабжения. Широко применяются современные системы автоматики, а также простые и надёжные устройства защиты отдельных элементов электроснабжения. Всё это обеспечивает необходимое рациональное и экономное расходование электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства.
Совершенствование систем электроснабжения и повышение уровня электрификации коммунальных , торговых и общественных предприятий и учреждений, наряду с электрификацией домашнего хозяйства имеет существенное значение в уменьшении затрат труда на обслуживание и самообслуживание населения, а также для улучшения состояния жилых помещений в плане санитарно-технических требований, оздоровления воздушных бассейнов населённых пунктов.
Совершенствование электроснабжения западной части города заключается в замене традиционных воздушных линий электропередачи с неизолированными проводами 0.38 кВ на линии с самонесущими изолированными проводами, что необходимо для увеличения надёжности, пропускной способности линий и снижения потерь электроэнергии. А также в замене старой схемы электроснабжения новой, более простой и современной.
1. Анализ существующей схемы электроснабжения
С застройкой частного сектора западной части г.Канска в 1950 - 60 годы была разработана схема электроснабжения посёлка и построена электрическая сеть обеспечивающая всех потребителей с перспективой до 1000 дворов. В основе расчётов при выборе мощности и количества силовых трансформаторов 6 / 0.4 кВ, сечения проводов и протяжённости линий 0.4 кВ,
Сечения кабелей и проводов ЛЭП 6 кВ, брался единичный потребитель с бытовой нагрузкой 2 кВт. И действительно в шестидесятые годы при печном отоплении и пищеприготовлении норма в 2 кВт с запасом покрывала осветительную нагрузку дома, утюг и редкий телевизор.
Построенная в шестидесятые годы электрическая сеть, состоящая из пяти КТП с трансформаторами 250 - 400 кВА, как основа существует и сегодня. Локальные реконструкции сводились к увеличению трансформаторной мощности на трансформаторных подстанциях до 400 кВА. Установки дополнительных КТП с частичным перераспределением нагрузки по сетям 0.4 кВ
В настоящее время западная часть г.Канска запитывается по двум кабельно-воздушным линиям 6 кВ от распределительного устройства 6 кВ подстанции «Городская». Существующая схема электроснабжения приведена на листе (1).
Всего в западной части установлено восемь комплектных трансформаторных подстанций (КТП) - 6/0.4 кВ тупикового типа с трансформаторами мощностью от 250 до 400 кВА.
Сети 0.38 кВ выполнены воздушными линиями, сечение проводов выполнено проводом А35 А 50, средняя длинна линии равна 400-500 метров.
Последние годы этот район интенсивно развивается, строятся новые коттеджи, расстраиваются старые дома, часть домов переходит с печного на электрообогрев. Появляется большое количество новой мощной бытовой техники. Соответственно резко увеличивается количество потребляемой электроэнергии.
В связи с резким увеличением потребления электроэнергии существующие сечения проводов не проходят ни по потерям напряжения, ни на отключение токов однофазного короткого замыкания, а мощности КТП не соответствуют нагрузкам.
При отоплении жилых и общественных зданий и сооружений тепло расходуется на возмещение теплопотерь через строительные здания и ограждения, а также теплопотерь, вызываемых инфильтрацией (проникновением) наружного воздуха через не плотности в конструкциях и периодически открываемых дверях.
Теплопотери зданий принимают по типовым или индивидуальным проектам зданий, проектам систем отопления. [30].
Потребность в теплоте за планируемый период в этих случаях определяется по формуле [39].
Где: - потребность в теплоте на отопление за планируемый период ГДж (Гкал). - расчётная проектная часовая нагрузка на отопление здания при расчётной температуре наружного воздуха для данной местности МВт (Гкал/ч). - усреднённая расчётная температура внутреннего воздуха отапливаемых помещений, . - средняя температура наружного воздуха за планируемый период, . - расчётная температура наружного воздуха для проектирования отопления, . - продолжительность работы системы отопления за планируемый период. 24- сутки, число часов работы централизованного отопления в сутки.
Для жилых и общественных зданий расположенных в местностях с ниже -31, принимают равной 20 . [30].
При отсутствии проектных данных расчётную часовую нагрузку на отопление вычисляют по формуле укрупнённых расчётов : [39].
Где: - полный строительный объём здания, . - удельная отопительная характеристика здания ккал/(м *ч*) [табл.2,лит6] . - поправочный коэффициент [табл3,лит6].
Так как проектные данные отсутствуют, обобщённо делим существующие дома на две группы: 1-я - одноэтажные с = 200 ; 2-я - двухэтажные (коттеджи), с = 400 .
Где: Q - расчётная часовая нагрузка на отопление для домов первой группы.
Q - расчётная часовая нагрузка на отопление для домов второй группы.
Электрическая мощность электрокотельной определяется по формуле:
Где: - КПД электрокотельной, принимаемый равным 0.95.
Где: Р- Электрическая мощность электрокотельной для домов первой группы.
Р- Электрическая мощность электрокотельной для домов второй группы.
2.2 Определение нагрузки на вводе в жилой дом
Большинство домов данного района города это одноквартирные одноэтажные дома с электрическими плитами и печным отоплением общей площадью до двухсот кубических метров. Для них по [37] выбираем удельную расчётную электрическую нагрузку Рр = 7 кВт.
Часть таких домов перешло на электроотопление. Для них к расчётной нагрузке прибавляется нагрузка на электроотопление, равная для дома такого типа Р= 11 кВт (см.п. 2.1).
Р = Рр + Р (2.4). Р = 7 + 11 = 18 кВт.
Также в этом районе есть дома повышенной комфортабельности (коттеджи), с электроплитами площадью до 400 м. Для них по [37] выбираем удельную расчётную электрическую нагрузку Рр = 10.5 кВт. Прибавляем нагрузку на электроотопление , равную для дома такого типа Р= 19.5 кВт (см.п. 2.1).
3. Расчёт электрических нагрузок в сетях 0.38 кВ
Проектируемая схема электроснабжения представлена на листе 4 графической части проекта.
Трассы проектируемых линий намечались намеренно на плане данного района города с существующими линиями, нанесенными при обследовании города методом визуального трассирования.
Расчётная вечерняя и дневная нагрузки на участке линии или на шинах трансформаторной подстанции находятся по формуле:
Ко - коэффициент одновременности, который принимается в зависимости от уровня напряжения сети по таблицам 4.1-4.3[10].
Рдj,Рвj - дневной и вечерний максимумы нагрузок j го потребителя или j го участка сети.
Если нагрузки однородных потребителей отличаются по величине более чем в четыре раза, то суммирование их производится не с помощью коэффициента одновременности, а пользуясь таблицами 4.4-4.5. [10].
Расчётная вечерняя и дневная нагрузки по участкам линии или на шинах трансформаторной подстанции в таком случае будут находится по формуле:
3.1 Расчёт электрических нагрузок коммунально-бытовых потребителей
В проектируемом районе все потребители являются коммунально-бытовыми, в частности одноквартирные жилые дома. Из за большого количества однотипных расчётов, расчёт произведён в электронной таблице Microsoft Excel. Пример расчёта приведён для линии 5, ТП №1. Расчётная схема линии приведена на рисунке 3.1. Результаты расчёта приведены в таблице (3.3).
К этой линии подключены 26 одноквартирных жилых дома. В точке 8 линия разветвляется, поэтому определим расчётные нагрузки по участкам линии, начиная с концов, при помощи коэффициентов одновременности и таблице суммирования неоднородных нагрузок [10].
Так как все потребители являются коммунально-бытовыми расчёт ведется только по вечернему максимуму нагрузок.
участок 1-2: Рв= n*Ко*Р = 4*0.75*7=21 кВт;
участок 2-3: Рв= n*Ко*Р = 6*0.56*7=23.52 кВт;
участок 3-4: Рв= n*Ко*Р = 8*0.47*7=26.32 кВт;
участок 4-5: Рв= n*Ко*Р = 11*0.42*7= 32.34 кВт;
участок 5-6: Рв= n*Ко*Р = 13*0.42*7= 38.22 кВт;
участок 6-8: Рв= n*Ко*Р = 14*0.42*7= 41.16 кВт;
участок 1-2: Рв= n*Ко*Р = 2*0.64*7=8.96 кВт;
участок 2-3: Рв= n*Ко*Р = 3*0.75*7= 15.75 кВт;
участок 3-4: Рв= n*Ко*Р = 5*0.56*7= 19.6 кВт;
участок 4-5: Рв= n*Ко*Р = 8*0.47*7=26.32 кВт;
участок 5-8: Рв= n*Ко*Р = 12*0.42*7=35.28 кВт;
участок 8-ТП: Рв=n*Ко* Р= 26*0.34*7= 61.88 кВт;
Так как нагрузки одноимённых потребителей не отличаются более чем в четыре раза, суммирование произведено с помощью коэффициентов одновременности.
Определяем полную мощность S, этого же участка по формуле:
cos принимаем как для ТП с коммунально-бытовой нагрузкой, cos=0.93 [10].
Определяем реактивную мощность Q, этих же участков по формуле:
Аналогично рассчитываются остальные линии. Результаты расчёта приведены в таблице (3.3).
Так как за расчетную нагрузку коммунально-бытовых потребителей взят вечерний максимум нагрузки, как наибольший, то необходимо учесть нагрузку наружного освещения [13]
Для ТП №1 считаем нагрузку на уличное освещение по формуле:
Росв=(0.1*n)+( lуч)*Руд, кВт. (3.6)
100 - нагрузка одного осветительного прибора, Вт;
n - количество осветительных приборов;
lуч - длинна (растояние) участков линии в м;
Руд - удельная мощность, для проезжей части шириной 5-7 м, с покрытием простейшего типа и типа светильника - СПУ-200; Вт/м [12]
Росв=(100*63)+(420+390+330+150+360)*5.5*= 43.7 кВт.
3.2 Выбор мощности комплектной трансформаторной подстанции
Комплектные трансформаторные подстанции 6/0.4кВ, которые часто называют потребительскими, предназначены для питания распределительных линий 0.38 кВ, в большинстве случаев трёхфазных четырёх проводных, с заземлённой нейтралью. Используются как однотрансформаторные, так и двухтрансформаторные КТП мощностью от 25 до 630 кВА, в большинстве случаев наружной установки.
Мощность комплектных трансформаторных подстанций для питания потребителей второй и третьей категории определяется в соответствии с рекомендациями по проектировать по экономическим интервалам нагрузки [37].
Интервалы экономических нагрузок составлены по условиям нормальной работы трансформаторов с учётом допустимых для них систематических перегрузок в соответствии с видом нагрузки, расчётным сезоном и его многолетней среднесуточной температурой.
Определяем расчетную мощность на шинах 0,4 кВ КТП №1
Для ТП с коммунально-бытовой нагрузкой, для вечернего максимума
По расчетному максимуму нагрузки (324кВА) для КТП №1принимаем трёхфазный двухобмоточный силовой трансформатор мощностью Sн = 400 кВА. [21].
Аналогично выбираются трансформаторы для остальных КТП. Результаты выбора и основные технические данные трансформаторов приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1. Основные технические данные трансформаторов.
В целях, обеспечения надёжности электроснабжения потребителей электроэнергии, качества электроэнергии у потребителя, повышения производительности труда и сокращения сроков строительства линий в проекте используются самонесущие изолированные провода, СИП, марки «АМКА».
Так как по данной ВЛ осуществляется электроснабжение коммунально-бытовых потребителей используются пятипроводные СИП (одна жила используется для линии уличного освещения.
Сечение СИП выбирается с учётом следующих требований [6]:
1. Сип не должны нагреватся сверх допустимой температуры при протекании по ним расчётного тока нагрузки
Iдл.доп.- длительно допустимый ток, [табл 10.2, л 5].
2. Отклонения напряжения на зажимах электроприёмников не должны превышать (-2.5+5%) для осветительной нагрузки и 5% для силовой;
3. Провода должны обладать достаточной механической прочностью.
Исходя из расчётной полной нагрузки проектируемого объекта и значения номинального напряжения рассчитывается ток линии по формуле:
Для примера выбираем сечение проводов линии фидера 5:
участок 1-2: Imax=S/ *Uн =22.58/(1.73*0.38)=34.3 А;
участок 2-3: Imax=S/ *Uн =25.29/(1.73*0.38)=38.42 А;
участок 3-4: Imax=S/ *Uн =28.3/(1.73*0.38)=42.99 А;
участок 4-5: Imax=S/ *Uн =34.77/(1.73*0.38)=52.83 А;
участок 5-6: Imax=S/ *Uн =41.09/(1.73*0.38)=62.44 А;
участок 6-8: Imax=S/ *Uн =44.25/(1.73*0.38)=67.24 А;
участок 1-2: Imax=S/ *Uн =9.63/(1.73*0.38)=14.63 А;
участок 2-3: Imax=S/ *Uн =16.93/(1.73*0.38)=25.73 А;
участок 3-4: Imax=S/ *Uн =21.07/(1.73*0.38)=32.02 А;
участок 4-5: Imax=S/ *Uн =28.3/(1.73*0.38)=42.99 А;
участок 5-8: Imax=S/ *Uн =37.93/(1.73*0.38)=57.63 А;
участок 8-ТП: Imax=S/ *Uн =66.53/(1.73*0.38)=102 А;
Аналогично рассчитываются токи остальных линий. Результаты расчёта приведены в таблице (3.3).
Согласно требованию ПУЭ ВЛ до 1 кВ , магистрали ВЛ следует выполнять СИП одного сечения. Сечения жил фазных проводов СИП ВЛ магистрали должны быть не менее 50 мм 2 .
По [табл 10.2, л 5] принимаем СИП марки АМКА 3*50+25+70.
Электрическая нагрузка вызывает потерю напряжения в элементах системы электроснабжения, определяемую как арифметическую разность напряжений на входе и на выходе элемента (в начале и в конце участка линии).
Расчёт потерь напряжения производится для определения показателей качества электроэнергии и конкретного отклонения напряжения от его номинального значения. [13].
Потеря напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (а если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно), определяется по формуле:
P и Q - активная и реактивная мощности передаваемые по линии.
Rл и Хл - активное и реактивное сопротивление линии.
Активное сопротивление линии определяется по формуле:
r 0 - удельное электрическое сопротивление постоянному току при 20 0 C, Ом/км.
Реактивное (индуктивное) сопротивление линии (участка) определяется по формуле:
х 0 - удельное индуктивное сопротивление одного километра длинны линии (участка), в зависимости от сечения проводов и среднего геометрического расстояния между ними.
По абсолютному значению потерь напряжения из за различного уровня номинальных напряжений, трудно судить о допустимости потерь напряжения, поэтому потери напряжения определённые по формуле, выражают в процентах от номинального напряжения [13] по формуле:
Относительные потери напряжений считают приемлемыми, если они в нормальных режимах работы в сетях низкого напряжения не превышают 5 %, а в сетях высокого напряжения 8 %. Допустимые потери напряжения определяются наличием пускорегулирующих средств в сетях, напряжением на зажимах источника питания и допустимыми отклонениями напряжения от номинального на зажимах электроприёмников. [13].
В рамках проекта для наглядности и удобства немного видоизменим формулу:
Расчёт ведём на примере линии 5 ТП №1. Так как потребители на линиях имеют разную нагрузку, расчёт ведём по участкам.
Марка провода Амка 3*50+70+25. Для этой марки провода :
r 0 -удельное электрическое сопротивление постоянному току при 20 0 C,
х 0 - удельное индуктивное сопротивление одного километра длинны линии (участка).
х 0 =0.101 Ом/км. . [табл.7.4, л5].
Аналогично рассчитываются потери напряжения остальных линий. Результаты расчёта приведены в таблице (3.3).
Определим потери напряжения выраженные в % от номинального напряжения для данной линии.
Сумма потерь напряжения на участках ветви линии до ТП будет равна:
Потери напряжения выраженные в % от номинального напряжения определяются по формуле:
Полученное отклонение напряжения допустимо для данного вида нагрузки.
Аналогично рассчитываются потери напряжения в остальных линиях.
Потери электрической энергии являются одним из основных технико-экономических показателей работы предприятий электросетей и энергосистемы [22].
Суммарные (отчетные) абсолютные потери электроэнергии (кВт-ч) определяются, как разность между электроэнергией, отпущенной в сеть, транзитной энергией (отданной из сети) и электроэнергией, отпущенной потребителям в месте ее продажи, включая производственные нужды энергосистемы.
Суммарные относительные потери электроэнергии отношение абсолютных потерь к величине отпущенной в сеть электроэнергии.
Суммарные потери включают в себя техническую и коммерческую составляющую.
Техническая составляющая потерь - электроэнергия, физически расходуемая в элементах сети при ее транспорте, - характеризуют техническое состояние сетей, схемы и режимы их работы и определяется расчетным путем.
В сети 0,4 кВ технические потери электроэнергии вычисляются в соответствии с методикой [23], при отсутствии достоверных данных принимаются равными 8% от отпуска энергии в сеть этого напряжения.
Отпуск в сеть 0,4 кВ равен отпуску в сеть 6-10 кВ за вычетом полезного отпуска в сети 6-10 кВ и технических потерь в сети 6-10 кВ.
Коммерческая составляющая потерь обусловлена:
1. Недостатками систем учета электроэнергии:
- неисправностью и погрешностями измерительных комплексов (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики электроэнергии, датчики импульсов, сумматоры и их линии связи);
- не одновременностью снятия показаний приборов учета;
- договорным сдвигом за оплату потребленной электроэнергии;
- определением количества электроэнергии, потребленной бытовыми потребителями, по величине её оплаты.
Коммерческая составляющая потерь определяются как разность между фактическими отчетными потерями и техническими.
Потери энергии определяются как на стадии проектирования электрических сетей, так и при их эксплуатации. Существуют различные методы расчёта нагрузочных потерь. Наиболее распространённым является метод максимальных потерь, согласно которому потери энергии определяются по максимальной нагрузке и числу часов использования максимума нагрузок.
Наибольший ток, протекающий по линии в течении года, определяется по наибольшей мощности из дневного или вечернего максимума нагрузки[23]:
Потери мощности в трёхфазной линии определяются по формуле:
Rл - активное сопротивление участка линии, по которому протекает ток Imax.
Потери энергии в трёхфазной линии определяются по формуле:
- время максимальных потерь, то есть время в течении которого электроустановка, работая с максимальной нагрузкой, имеет такие же потери, как и при работе по действительному графику нагрузок.
Значение времени потерь можно определить для городских сетей из уравнения:
Тм - число часов использования максимума нагрузки. Тм =1825 ч [23].
Потери энергии в трансформаторе определяются по формауле:
Wт=8760+Pxx+Pкз*(Smax/Sн) 2 * , кВт*ч. (3.18)
Pxx и Pкз - потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора по каталогу.
Для упрощения вычислений потерь энергии в сетях 0.38 кВ в формулу потерь энергии подставим его составляющие в развёрнутом виде:
Wт=Рmax*= 3*I 2 max*( r 0 *l)* кВт*ч. (3.19)
Расчёт ведём на примере линии 5 ТП №1:
Время максимальных потерь = 675.25 часов. Удельное электрическое сопротивление постоянному току 0.576 Ом/км. [23].
Аналогично рассчитываются потери энергии в остальных линиях. Результаты расчёта приведены в таблице (3.2).
Определим потери энергии в трансформаторе мощностью 400 кВА:
Sном - номинальная мощность трансформатора. Раннее принят трансформатор Sном=400 кВ*А.
Smax - максимальная мощность передоваемая через трансформатор в течении года, Smax= 336.7 кВА.
Тогда потери энергии в трансформаторе составят:
Wт=8760* 1.05+5.5*(336.7/400) 2 *675.25=11818 кВт
Общие потери на трансформаторе КТП №1 составят:
Wоб = Wт + Wф1 + Wф2 + Wф3 + Wф4 +Wф5 кВт*ч (3.21)
Wоб = 11818+2452+1468+1314+1158+1285=19495 кВт*ч.
Общие потери энергии за год составят:
Рmax - активная максимальная мощность на шинах.
Тогда потери энергии за год составят:
Wгод=Тм*Рmax= 1825* 320 =580788. кВт*ч.
Допустимые потери энергии определяются по формуле:
Полученное отклонение допустимых потерь не превышает допустимого значения.
Аналогично рассчитываются потери энергии для остальных КТП. Результаты расчёта приведены в таблице (3.2).
Предложенный в этом разделе расчет основывается на сравнении технико-экономических показателей двух схем электроснабжения западной части г.Канска.
Последние годы данный район интенсивно развивается, строятся новые коттеджи, расстраиваются старые дома, часть домов переходит с печного на электрообогрев. Появляется большое количество новой мощной бытовой техники. Соответственно резко увеличивается количество потребляемой электроэнергии.
В связи с резким увеличением потребления электроэнергии существующие сечения проводов не проходят ни по потерям напряжения, ни на отключение токов однофазного короткого замыкания, а мощности КТП не соответствуют нагрузкам. У четырёх из восьми трансформаторов амортизационный износ составил 100% (40 лет работы).
1. Количество и мощности КТП оставить без изменения. С учётом увеличивающейся нагрузки необходимо увеличить сечение проводов линий, количество отходящих линий на КТП, где это возможно, а на других КТП - выполнить перегруппировку линий 0.4 кВ.
2. Увеличить количество КТП с восьми до тринадцати штук. Выполнить перераспределение питания потребителей.
Для принятия решения по выбору схемы электроснабжения западной части города проведем технико-экономический расчет этих вариантов.
5. Технико-экономическое сравнение вариантов
5.1 Определение капитальных вложений по первому варианту
Для основных технико-экономических показателей, составим таблицу стоимости материалов и оборудования.
Таблица 5.1. Смета стоимости материалов и оборудования по состоянию на 01.01.2005г.
Наименование оборудования и материалов
Стоимость единицы оборудования, руб.
Расчёт ведётся по методике изложенной в [41].
Согласно сметной стоимости материалов и оборудования найдем капиталовложения по формуле:
К о i - оптовая цена оборудования, руб.;
К м i - затраты на монтаж и наладку оборудования, руб.;
К т i - транспортно-складские расходы и наценки снабженческих организаций, руб.
Затраты на монтаж и наладку технологического оборудования определяем по следующей формуле:
Транспортно-складские затраты определяем по формуле:
Общие затраты на демонтаж определяем по формуле:
К=2394272 + 598568+ 287312+ 229840 =3509992 руб.
Далее определяем годовые эксплутационные расходы, связанные с обслуживанием нового оборудования по формуле:
И= И пот + И зп +И ам +И тр +И рп (5.5)
Где: И пот - затраты на покрытие потерь;
И зп - затраты на заработную плату обслуживающего персонала, руб./год;
И ам - амортизационные отчисления, руб./год;
И тр - затраты на текущий ремонт и обслуживание, руб./год;
Затраты на покрытие потерь определяются по формуле:
Где: а - удельные затраты на потери электроэнергии, руб/кВт*ч;
Величина годовой суммы амортизации определяется в зависимости от балансовой стоимости оборудования и норм амортизации по формуле:
Где: к б - балансовая стоимость оборудования, руб.;
а ам - норма амортизации по видам основных фондов,%, а ам =5,7 % [42].
И ам =(4296227*5,7)/100=244884 руб.
Затраты на текущий ремонт и обслуживание оборудования определяем по формуле:
Где: а ам - норма амортизации на текущий ремонт и обслуживание, %, а ам =3,2 % [42].
И тр =(4296227*3,2)/100= 137479 руб. (5.9)
Прочие расходы соответствуют 3 % от всей суммы затрат:
И пр =3*(И зп + И ам + И тр )/100 (5.10)
И пр =3*( 1333456 + 244884+ 137479 )/100 =51474 руб.
И = 872423+1333456+244884+137479+51474= 2639716 руб.
5.2 Определение капитальных вложений по второму варианту
Для основных технико-экономических показателей, составим таблицу стоимости материалов и оборудования.
Таблица 5.2. Смета стоимости материалов и оборудования по состоянию на 01.01.2005г.
Наименование оборудования и материалов
Стоимость еди-ницы оборудования, руб.
Согласно сметной стоимости материалов и оборудования найдем капиталовложения по формуле:
Где: К о i - оптовая цена оборудования, руб.;
К м i - затраты на монтаж и наладку оборудования, руб.;
К т i - транспортно-складские расходы и наценки снабженческих организаций, руб.
Затраты на монтаж и наладку технологического оборудования определяем по следующей формуле:
Транспортно-складские затраты определяем по формуле:
Общие затраты на демонтаж определяем по формуле:
К о - стоимость демонтируемого оборудования
К=2859146 + 571829+285914 + 261636 =3978525руб.
Далее определяем годовые эксплутационные расходы, связанные с обслуживанием нового оборудования по формуле:
Далее определяем годовые эксплутационные расходы, связанные с обслуживанием нового оборудования по формуле:
И= И пот + И зп +И ам +И тр +И рп (5.5)
Где: И пот - затраты на компенсацию потерь
И зп - затраты на заработную плату обслуживающего персонала, руб./год;
И ам - амортизационные отчисления, руб./год;
И тр - затраты на текущий ремонт и обслуживание, руб./год;
Затраты на покрытие потерь определяются по формуле:
Где: а - удельные затраты на покрытие потерь электроэнергии, руб/кВт*ч;
Величина годовой суммы амортизации определяется в зависимости от балансовой стоимости оборудования и норм амортизации по формуле:
где к б - балансовая стоимость оборудования, руб.;
а ам - норма амортизации по видам основных фондов,%,а ам =5,7 % [42].
И ам =(4627449*5,7)/100=263764 руб.
Затраты на текущий ремонт и обслуживание оборудования определяем по формуле:
Где: а ам - норма амортизации на текущий ремонт и обслуживание, %,
И тр =(4627449*3,2)/100= 148078 руб. (5.9)
Прочие расходы соответствуют 3 % от всей суммы затрат:
И пр =3*(И зп + И ам + И тр )/100 (5.10)
И пр =3*( 1333456 + 263764+ 148078 )/100 =52418 руб.
И = 742822+1333456+263764+148078+52418 = 2542538 руб.
Сумма годовых затрат сведена в таблицу 5.3.
5.3 Расчёт заработной платы в РЭС Горэлекторсети обслуживающем западную часть г.Канска
Данный район находится в западной части города Канска и обслуживается организацией РЭС предприятия Горэлектросеть. Организационная структура управления энергохозяйством выглядит следующим образом:
Рисунок 5.1. Структура управления энергохозяйством
Для получения годового фонда заработной платы необходимо тарифный фонд увеличить, учитывая доплаты, относящиеся к часовому, дневному и годовому фондам:
П = 0,25·ЗП э т = 0,25·490210 = 122552,5 руб; (5.14)
РК = 0,5· ЗП э т = 0,5·490210 = 245105 руб; (5.15)
НЧ = 0,047· ЗП э т = 0,047·490210 = 23039,87 руб; (5.16)
ПД=2·С э т ·0,03·1880·0,5· r c =2·7,45·0,03·1880·0,5·35=14706,3 руб. (5.17)
О = 0,075· ДФЗП = 0,075·895613,67 = 67171,03 руб. (5.19)
СН=0,385·(ДФЗП+О)=0,385·(895613,67+67171,03)=370672 руб. (5.20)
ФЗП = ДФЗП+О+СН = 895613,67+67171,03+370672,11 = 1333456,81 руб. (5.21)
5.4 Выбор варианта реконструкции электроснабжения посёлка
Критерием оптимальности для сопоставления технических решений является вариант, дающий наибольший эффект. Выбирается вариант на основе технико-экономических расчётов по единой для всех отраслей народного хозяйства методике. В соответствии с этой методикой экономическим критерием оптимального варианта является минимум приведенных затрат, определяемых по формуле:
Ен - норма дохода на капитал, Ен=0.2;
К - единовременные затраты в сооружение объекта;
И - ежегодные эксплутационные расходы.
Минимум приведенных затрат для первого варианта:
З = 0.2*3509 + 2639 = 3340 тыс.руб;
Минимум приведенных затрат для второго варианта:
З = 0.2*3978 + 2542 = 3337 тыс.руб;
Сравнение вариантов показало, что З З на 0.01 %, следовательно, варианты реконструкции электроснабжения западной части г.Канска являются равноэкономичными. Проектом предлагается для дальнейшей разработки второй вариант реконструкции электроснабжения данного района, потому что этот вариант предполагает применение новых технических решений и снижение потерь электроэнергии.
6. Расчёт токов нормального режима сети и токов к.з.
6.1 Расчёт токов нормального режима сети
Для выбора электрооборудования необходимо рассчитать токи нормального режима работы сети и определить токи короткого замыкания.
Расчёт токов нормального режима. В нормальном режиме при 100% загрузке силовых трансформаторов по линиям 6кВ протекает ток [11]:
6.2 Расчёт токов короткого замыкания
Расчёт проведём в относительных единицах при базисных условиях по методике изложенной в [11]. Принимаем S б =100МВА, U б равным напряжению ступени к.з.
Рисунок 6.1 - Расчётная схема сети.
S б - мощность трансформатора, МВА;
I отк - номинальный ток отключения выключателя ВМПЭ - 6 [44].
где Х 0 - индуктивное сопротивление, Ом/км [5];
где r - активное сопротивление, Ом/км [5];
U СР.Н - номинальное среднее напряжение, кВ;
U К % - напряжение короткого замыкания, %;
ДP КЗ - потери мощности в трансформаторе, кВт;
Результирующие сопротивления до соответствующих точек К.З.:
Х РЕЗ =Х С1 +Х Л1 = 0+j0,291 + 0+j2.23 = 0+j2.52
Z РЕЗ . К -2 = Х РЕЗ +Х Т =0+j2.52 + 3.43+j10.7=3.43 + j13.22
Z РЕЗ . К -3 = Х РЕЗ +Х л 1 =3.43+j13.22 + 72.1+j11.3=75.53+j24.52
Z РЕЗ . К -4 = Х РЕЗ +Х л 2 =3.43+j13.22 + 48+j7.57=51.43+j20.79
Z РЕЗ . К -5 = Х РЕЗ +Х л 3 =3.43+j13.22 + 84+j13.25=87.43+j26.47
Z РЕЗ . К -6 = Х РЕЗ +Х л 4 =3.43+j13.22 + 108.1+j17.04=111.53+j30.26
Z РЕЗ . К -7 = Х РЕЗ +Х л 5 =3.43+j13.22 + 96.1+j15.15=99.44+j28.37
Токи трёхфазного короткого замыкания в расчётных точках определяются по формуле:
Токи двухфазного короткого замыкания:
6.3 Расчет токов однофазного короткого замыкания.
Ток однофазного к. з. определ
Реконструкция электроснабжения западной части города Канска дипломная работа. Физика и энергетика.
Дипломная Работа На Тему Система "Aлор-Трейд"
Контрольная Работа На Тему Соціальні Інститути, Соціальні Організації, Їх Роль У Житті Суспільства
Конкурс Лето Господне 2022 Сочинения Победителей
Реферат по теме Философия Г. Гегеля и Л. Фейеpбаха
Курсовая работа по теме Автоматизація ведення обліку замовлень на автомобільні перевезення
Дипломная работа по теме Инфляция: причины, последствия и методы регулирования
Реферат: Динамика численности населения 3
Курсовая работа по теме Архитектура Древнего Рима как воплощение древнеримской ментальности
Итоговая Контрольная Работа По Математике Пнш
Реферат: Селекционная работа в пчеловодстве. Скачать бесплатно и без регистрации
Дипломная Работа На Тему Особенности Гендерных Ролей Музыкантов
Реферат: Методика изучения числовых систем
Реферат: Задачи по уголовному праву
Моя Семья Сочинение На Татарском
Курсовая работа: Курсовая работа по экономике предприятия на примере Агрофирма ЗАО" Патруши". Скачать бесплатно и без регистрации
Неисправность Курсовой Устойчивости Тигуан
Курсовая работа по теме Вигуки та звуконаслідувальні слова в українській мові
Реферат по теме Тема любви в лирике Анны Ахматовой
Гормональная Регуляция Молочной Железы Реферат
Реферат На Тему Культура И Цивилизация В Хх Столетии
Технический проект посолочного агрегата Я2-ФРЛ - Производство и технологии дипломная работа
Понятие фотосинтеза - Биология и естествознание презентация
Робота над літературними джерелами - Педагогика реферат