Материал: Техника безопасности при ремонте электрооборудования
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
U |
k |
|
4.5%,
Pх.х
0,54кВт,
P |
2,65кВТ . |
к.з |
|
|
|
Стоимость трансформаторов |
|
|
K 2 2,5 5,0тыс.руб. |
|
|
Т |
На стороне 10 кВ установлены 2 разъединителя, 6 разрядника и 6 |
||
предохранителей общей стоимостью |
||
K |
O |
2 1500 6 860 6 628 11,86тыс.руб. |
|
|
|
Суммарные капитальные затраты:
K
K |
Л |
K |
Т |
K |
О |
|
|
|
,
(2.41)
K 600 5 11,86 616,86тыс. руб.
Эксплуатационные расходы.
Потери в линии определяют по удельным потерям, которые для принятого провода АС сечением 16 мм 2 составляют
P |
0,6 Вт ( А |
Л |
|
Тогда для расчетного тока одной линии
линии:
км).
I расч.
10,3А
активные потери в
PЛ
pЛ
I 2 расч.
l
,
(2.42)
P |
0,6 10,3 |
10 0,6кВт |
|
2 |
|
Л |
|
|
Потери в трансформаторах: реактивные потери холостого хода:
Q |
|
i S |
ном.т |
|
|||
|
|
|
|
x.x |
|
100 |
|
|
|
||
,
(2.43)
0,54 160
Q 0,86кВАр
x.x 100
Реактивные потери короткого замыкания:
Q |
|
U |
k |
S |
ном.т |
|
|
||||
|
|
|
|
||
к |
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|
||
Qк 4,5 160 100
,(2.44)
7,2кВАр.
Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании:
|
Рм Кэк. Qк , |
(2.45) |
|
Pм |
|||
|
P |
2,65 0,36 7,2 5,24кВт |
|
|
м |
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
где
К |
эк. |
0,36 кВт кВАр |
|
|
Полные потери в трансформаторах:
Р |
|
|
|
|
|
|
К |
2 |
, |
2 Р |
Р |
|
|||||||
Т |
|
|
х.х |
|
|
м |
З |
|
|
|
|
|
где КЗ |
|
0,56 |
0,93 |
|
|
|
|
|
|
0,59 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р |
|
2 0,59 |
|
|
2 |
10,2кВт |
||
|
|
5,24 0,93 |
|||||||
|
Т |
|
|
|
|
|
|
|
|
Полные потери в линии и трансформаторах: |
|
|
|||||||
|
Р |
РЛ РТ |
, |
|
|
|
|
(2.47) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(2.46)
Стоимость потерь при
Р |
0,6 10,2 10,8кВт |
|
|
С |
1,85 руб. кВт ч |
О |
|
С |
1,85 10,8 6300 125,87тыс.руб. |
П |
|
Средняя мощность амортизационных отчислений
[2 с.152 табл.4.1]
Стоимость амортизации:
Р |
6,3% |
а |
|
С |
|
0,063 К |
|
а |
|
|
|
,
(2.48)
С |
0,063 616,86 38,86тыс.руб. |
|
а |
|
|
Суммарные годовые эксплуатационные расходы: |
||
Сгод СП Са , |
(2.49) |
|
С |
125,87 38,86 164,73тыс.руб. |
|
год |
|
|
Суммарные затраты:
З С |
|
0,125 К |
|
год |
|
|
|
,
(2.50)
З 164,73 0,125 616,86 248,84тыс. руб.
Потери электроэнергии: |
|
|
W P |
Тгод , |
(2.51) |
|
|
|
W 10,8 6300 68,04МВт ч
Расход цветного металла (алюминия):
G g l , |
(2.52) |
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
где
g 44кг.
км. [1 с.459 табл.7.35] G 44 10 440кг.
Вариант II. Напряжение питающей линии – 6 кВ, силовых
трансформаторы – ТМ-250/6
Капитальные затраты установленного оборудования и линии.
Линию принимаем воздушную, со сталеалюминевыми проводами АС и
железобетонными опорами. |
|
|
|
Экономическое сечение при работе куста в течении |
|
Ти 5000ч за год |
|
определяется для экономической плотности тока |
j 1 А мм |
2 |
при расчетном |
|
|
|
|
токе одной линии:
I |
|
расч. |
|
S |
эк. |
|
|
|
|
S |
|
|
, |
|
(2.54) |
|
3 U |
|
|
|||||
ном. |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
||
|
I |
|
|
|
250 |
24,1А |
|
|
|
|
|
|
|||
|
расч. |
|
1,73 |
6 |
|
||
|
|
|
|
|
|
||
I |
|
, |
|
|
|
(2.55) |
|
расч. |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
||
|
j |
|
|
|
|
|
|
S |
|
|
24,1 |
24,1мм |
2 |
эк. |
1 |
|
|||
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Принимаем сечение |
АС 25мм |
2 |
. |
|
|
|
Стоимость 1 км воздушной линии указанного сечения, установленного
на железобетонных опорах, 65 тыс.руб./км..
Тогда при одной линии l=10км.,
K |
Л |
65 10 650тыс.руб. |
|
|
В соответствии с нагрузкой куста установлены два транс форматора типа ТМ-250/6 мощностью по 250 кВА.
Паспортные данные трансформаторов:
Uk
4.5%,
Pх.х
1,05кВт,
P |
3,7кВТ . |
к.з |
|
Стоимость трансформаторов KТ 2 3,5 7,0тыс.руб.
На стороне 6 кВ установлены 2 разъединителя, 6 разрядника и 6
предохранителей общей стоимостью
KO 2 1200 6 650 6 528 9,46тыс.руб.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Суммарные капитальные затраты:
K |
|
K |
Л KТ |
KО |
, |
|
|
|
|
|
(2.56)
K |
|
650 7 9,49 666,5тыс. руб. |
|
|
Эксплуатационные расходы.
Потери в линии определяют по удельным потерям, которые для принятого провода АС сечением 25 мм 2 составляют
P |
1,02 Вт ( А |
Л |
|
Тогда для расчетного тока одной линии линии:
км).
I расч.
19,3А
активные потери в
P |
p |
I 2 |
l , |
(2.57) |
Л |
Л |
расч. |
|
|
|
P |
|
2 |
10 3,79кВт |
|
1,02 19,3 |
|||
|
Л |
|
|
|
Потери в трансформаторах: реактивные
Qx.x |
|
i S |
ном.т |
, |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
100 |
|
|
потери холостого хода:
(2.58)
Q |
|
0,54 250 |
1,35кВАр |
|
|||
x.x |
|
100 |
|
|
|
|
Реактивные потери короткого замыкания:
Qк |
|
U |
k |
S |
ном.т |
, |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
100 |
|
|
(2.59)
Q |
|
4,5 250 |
11,25кВАр. |
|
|||
к |
|
100 |
|
|
|
|
Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании:
P |
Р |
К |
эк. |
Q |
, |
(2.60) |
м |
м |
|
к |
|
|
|
|
P |
3,7 0,36 11,25 7,75кВт |
|
|||
|
м |
|
|
|
|
|
Где
К |
эк. |
0,36 кВт кВАр |
|
|
Полные потери в трансформаторах:
Р |
|
|
|
|
К |
2 |
, |
2 Р |
Р |
|
|||||
Т |
|
х.х |
|
м |
З |
|
|
где КЗ 0,93 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Р |
2 1,05 7,75 0,932 15,5кВт |
|||||
|
Т |
|
|
|
|
|
|
(2.61)
Полные потери в линии и трансформаторах:
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Р
РЛ
РТ
,
(2.62)
|
Р |
3,79 15,5 19,3кВт |
|
|
|
Стоимость потерь при СО 1,85 руб. кВт ч |
||
С |
1,85 19,3 6300 224,94тыс.руб. |
|
П |
|
|
Средняя мощность амортизационных отчислений
[2 с.152 табл.4.1]
Стоимость амортизации:
Р |
6,3% |
а |
|
С |
0,063 666,5 41,99тыс.руб. |
а |
|
Суммарные годовые эксплуатационные расходы:
Сгод 224,94 41,99 266,93тыс.руб.
Суммарные затраты:
З 266,93 0,125 666,5 350,24тыс. руб.
Потери электроэнергии:
W 19,3 6300 121,59МВт ч
Расход цветного металла (алюминия):
где g 67,9кг
км. [1 с.459 табл.7.35]
G 67,9 10 679кг.
|
|
|
|
|
Таблица 2.6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Показатели |
|
|
|
|
капиталь-ные |
эксплуа- |
суммар-ные |
масса |
потери |
|
Варианты |
затраты |
тацонные |
затраты, |
цветного |
электро- |
|
|
тыс.руб. |
расходы, |
тыс.руб. |
металла, |
энергии, |
|
|
|
тыс.руб. |
|
кг. |
МВт ч |
|
Вариант I |
616,9 |
164,73 |
248,84 |
440 |
68,04 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Вариант II |
666,5 |
266,93 |
350,24 |
679 |
121,59 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Как видно из таблицы I вариант схемы электроснабжения куста
технически и экономически более выгодна чем II, поэтому выбираем I вариант
электроснабжения.