Определение технико-экономических показателей вариантов электропитания двух различных классов напряжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки

Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Контрольная работа

По курсу: «Энергопитающие системы и электроснабжение»

Вариант № 10

Факультет: ФЭН

Группа: ОТЗ - 575

Преподаватель: Жданович А.А.

Студент: Клячин А.В.

Новосибирск

2010 г



Задание

Определить технико-экономические показатели вариантов электропитания системы электроснабжения предприятия для двух различных классов напряжения.

Порядок выполнения

В работе для каждого из рассматриваемых вариантов электропитания необходимо:

Рассчитать сечение питающих воздушных линий электропередачи (по нагреву, экономической плотности тока, механической прочности, условиям коронирования). Определить стоимость строительства ВЛЭП

Выбрать по номинальным параметрам основное коммутационное оборудование открытого распределительного устройства (ОРУ) подстанции (разъединители, отделители, короткозамыкатели, выключатели) и определить их суммарную стоимость

Рассчитать мощность трансформаторов главной понизительной подстанции и определить их стоимость

Рассчитать эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание

Выполнить расчет потерь электроэнергии в питающих линиях и трансформаторах ГПП и определить издержки на покрытие потерь электроэнергии

Определить суммарные годовые приведенные затраты для варианта электропитания

Провести сравнение технико-экономических показателей вариантов, и сделать вывод об оптимальном значении напряжения источника питания.

Привести краткие теоретические сведения (объем 3-4 листа) о заданном типе высоковольтного электрооборудования, содержащие:

Основную информацию о назначении, конструкции и принципе действия устройства

Условия выбора и проверки аппаратов или проводников

Выполнить графическую часть работы, включающую в себя следующий чертеж:

Принципиальная однолинейная электрическая схема подстанции с указанием выбранного электрооборудования. Распределительное устройство ГПП представляет собой одиночную или двойную секционированную систему шин в зависимости от выбранного типа силовых трансформаторов по 4-5 присоединений на каждую секцию

Общие исходные данные

o Категории потребителей по надежности электроснабжения - I и II;

o Нормативный коэффициент рнорм=0,12;

o Стоимость потерь электроэнергии в=1,1 руб/кВтч;

o Коэффициент инфляции (к ценам до 1991 г.) - 50;

Исходные данные по вариантам (табл. 2.1, 2.2)

o Количество смен предприятия;

o Климатические условия (район по гололеду);

o Коэффициент участия в максимуме энергосистемы, Kм;

o Номинальные напряжения источников питания U1ном, U2ном, кВ;

o Номер схемы главной понизительной подстанции (ГПП)

o Длина питающих воздушных линий электропередачи (ВЛЭП) L, км;

o Суммарная мощность потребителей Sнагр, МВА.

Исходные данные

№	Схема ГПП	U1ном, кВ	U2ном, кВ	Число смен	Район по гололеду	Kм	L, км	Sнагр, МВА
10	2	110	35	1	II	1,0	13	21,33



Выбор основных элементов схемы

Выбор проводов ВЛЭП 110кВ:

В качестве проводов воздушных линий электропередачи 35 кВ и выше рекомендуется использовать сталеалюминевые провода. В соответствии с ГОСТ выпускаются сталеалюминевые провода марок АС, АСКС, АСКП, АСК. Провод марки АС состоит из стального сердечника и алюминиевых проволок. Провод предназначается для ВЛЭП при прокладке их на суше, кроме районов с загрязненным вредными химическими соединениями воздухом. Сечение провода выбирается по условию нагрева в нормальном режиме и по экономической плотности тока. Одним из основных условий выбора проводов воздушных линий электропередачи является условие нагрева в нормальном режиме:

Iрасч Iдд,

где - Iрасч- расчетный ток линии, А; Iдд - длительно допустимый ток линии, А,

Iрасч=бi* бТ*I,

где I- ток в линии в нормальном режиме на пятый год ее эксплуатации, А;

бi - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии (для ВЛЭП напряжением до 220 кВ принимается равным 1,05);

бТ -=0,8 (при односменной работе) коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы (табл.4.1 Л.5).

I=Sнагр/(1,73*nц*Uном)=21330/(1,73*2*110)=56 А;

Где nц - количество цепей;

Iрасч=1,05*0,8*56=47А;

По экономической плотности сечение провода ВЛЭП равно

Sэк = Iрасч/Jэк=47/1,3=36,2 мм2;

где Jэк=1,3 при односменной работе и алюминиевых проводах; ( см. табл. 4.2 Л.5);

По механической прочности для II района по гололеду минимальное допустимое сечение 50мм2;(см. табл.4.3 Л.5);

По условию короны для ВЛЭП 110кВ минимальный диаметр провода- 11,4мм, т.е. провод типа АС 70/11;(см.табл.4.4 Л.5);

Принятое АС 70/11 , Iдд=265А по табл.1.3.29 ПУЭ.

Проверим по току в послеаварийном режиме: Iав=21330/(1,73*1*110)=112 А (обрыв одной цепи);

Стоимость линии электропередачи 110кВ:

С учетом этого размер капитальных вложений в линии электропередачи можно определить по следующей формуле

КВЛЭП110=КТ*Куд*L*Кинфл.= 1,2*24,6*13*50=19188тыс.руб.

Где: L - длина линии, км;

КТ - укрупненный территориальный (зональный) коэффициент к стоимости строительства (табл. 4.5 Л.5), для Сибири КТ =1,2

Кинфл. - коэффициент инфляции (к ценам до 1991 г.) - 50;

Куд - удельная стоимость сооружения линии, руб./км

ВЛЭП 110кВ на стальных двухцепных опорах для II района по гололеду составляет по- 24,6 тыс. руб./км. (таблица 10.15 Л.1)

Выбор проводов ВЛЭП 35кВ:

Расчет проводится аналогично ВЛЭП 110кВ.

I=Sнагр/(1,73*nц*Uном)=21330/(1,73*2*35)=176 А;

Где nц - количество цепей;

Iрасч=1,05*0,8*176=148 А;

По экономической плотности сечение провода ВЛЭП равно

Sэк = Iрасч/Jэк=148/1,3=113,8 мм2;

где Jэк=1,3 при односменной работе и алюминиевых проводах;

По механической прочности для II района по гололеду минимальное допустимое сечение 50мм2;(см. табл.4.3 Л.5);

По условию короны для ЛЭП 35кВ провод не проверяется;

Принятое АС 120/19 , Iдд=390А по табл.1.3.29 ПУЭ.

Проверим по току в послеаварийном режиме: Iав=21330/(1,73*1*35)=352,3 А (обрыв одной цепи);

Стоимость линии электропередачи 35кВ:

С учетом этого размер капитальных вложений в линии электропередачи можно определить по следующей формуле

ВЛЭП 35кВ на стальных двухцепных опорах для II района по гололеду составляет по- 20,4 тыс. руб./км. (таблица 10.14 Л.1)

КВЛЭП35=КТ*Куд*L= 1,2*20,4*13*50=15912тыс.руб.

Выбор оборудования ОРУ 110кВ

В качестве основного коммутационного электрооборудования ОРУ в схеме ГПП приняты следующие электрические аппараты: разъединители, отделители. Разъединитель - это коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток. При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт. Для ОРУ применены разъединители наружной установки.

Отделитель внешне не отличается от разъединителя, но у него для отключения имеется пружинный привод, который позволяет отключать отделитель автоматически. Включение отделителей производится вручную.

Выбор разъединителей в ОРУ-110 кВ. Промышленность выпускает разъединители на 110 кВ типа РНДЗ. На стороне 110 кВ необходимо установить 2 разъединителя с двумя заземляющими ножами РНДЗ.2 - 110\1000ХЛ1



Таблица 1. Выбор разъединителей в ОРУ-110 кВ

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=110 кВ	Uном=110кВ	Uуст?Uном( 110кВ?110кВ)
Iав=112А	Iном=1000А	Iав <Iном( 112 А <1000А)

Выбор отделителей в ОРУ-110 кВ

На стороне 110 кВ необходимо установить 2отделителя . Выбраны ОД-110/1000УХЛ1,

Таблица 2. Выбор отделителей в ОРУ-110 кВ

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=110 кВ	Uном=110кВ	UустUно?м( 110кВ?110кВ)
Iав= 112А	Iном=1000А	Iав <Iном(112А <1000А)

Выбор трансформаторов тока в ОРУ-110 кВ.

На подстанциях, выполненных по блочным схемам на высокой стороне, обычно не предусматривается установка контрольно-измерительных приборов на стороне высокого напряжения, поэтому нет необходимости в трансформаторах напряжения и тока, за исключением трансформаторов тока, встроенных во вводы силовых трансформаторов. Выбор их осуществляется также по напряжению и расчетному первичному току. Трансформаторы тока, встроенные в трансформаторы силовые:

ТВТ 110-I-300/5; Ответвления 100/5, 150/5, 200/5, 300/5;

Номинальный ток вторичных цепей 5А

Выбор разрядников в ОРУ-110 кВ

Для ОРУ-110 кВ промышленность выпускает разрядники типа РВС-110МУ1:

Uпроб = 200-250 кВ; Uпроб имп = 285 кВ

(Ограничители перенапряжений ОПН-110ХЛ1;)

Выбор электрических аппаратов в цепи заземления нейтрали трансформатора

Кроме заземлителя нейтрали в нейтрали трансформатора устанавливается разрядник, предназначенный для защиты нейтрали от коммутационных и атмосферных перенапряжений. Разрядники должны быть выбраны на то напряжение, на которое выполнена изоляция нейтрали трансформатора.

Для цепи заземления нейтрали трансформатора промышленность выпускает заземляющие разъединители типа ЗОН-110М-11У1.

В нейтрали трансформатора параллельно заземляющему разъединителю устанавливаются разрядники РВС 35 МУ1 (два последовательно).

Стоимость оборудования ОРУ110кВ:

Таблица 10.25 с.576 (Л.1) (укрупненные показатели стоимости ОРУ: Блок с 2 отделителями и 2 разъединителями)

КОРУ110 =12 *2*50 = 1200 тыс. руб.

К расчету примем данные УПСС с учетом заданного коэффициента инфляции

Кинфл= 50.

Выбор оборудования ОРУ 35кВ:

В качестве основного коммутационного электрооборудования ОРУ в схеме ГПП приняты следующие электрические аппараты: разъединители, отделители. Разъединитель - это коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток. При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт. Для ОРУ применены разъединители наружной установки.

Отделитель внешне не отличается от разъединителя, но у него для отключения имеется пружинный привод, который позволяет отключать отделитель автоматически. Включение отделителей производится вручную.

Выбор разъединителей в ОРУ-35 кВ. Промышленность выпускает разъединители на 35 кВ типа РНДЗ. На стороне 35 кВ необходимо установить 2 разъединителя с двумя заземляющими ножами РНДЗ.2 - 35\1000ХЛ1

Таблица 1. Выбор разъединителей в ОРУ-35 кВ

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=35 кВ	Uном=35кВ	Uуст?Uном( 35кВ?35кВ)
Iав = 352,3А	Iном=1000А	Iав <Iном( 352,3А <1000А)

Выбор отделителей в ОРУ-35 кВ

На стороне 35 кВ необходимо установить 2отделителя . Выбраны ОД-35/630УХЛ1,

Таблица 2. Выбор отделителей в ОРУ-35 кВ

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=35 кВ	Uном=35кВ	UустUно?м( 35кВ?35кВ)
Iав=352,3А	Iном=630А	Iав <Iном( 352,3А <630А)

Выбор трансформаторов тока в ОРУ-35 кВ

На подстанциях, выполненных по блочным схемам на высокой стороне, обычно не предусматривается установка контрольно-измерительных приборов на стороне высокого напряжения, поэтому нет необходимости в трансформаторах напряжения и тока, за исключением трансформаторов тока, встроенных во вводы силовых трансформаторов. Выбор их осуществляется также по напряжению и расчетному первичному току. Трансформаторы тока, встроенные в трансформаторы силовые:

ТВ 35-IV-1200/5; Ответвления 600/5, 800/5, 1000/5, 1200/5;

Номинальный ток вторичных цепей 5А

Выбор разрядников в ОРУ-35 кВ

Для ОРУ-35 кВ промышленность выпускает разрядники типа РВС-35 У1:

Uпроб = 78 -98 кВ; Uпроб имп = 125 кВ

Выбор электрических аппаратов в цепи заземления нейтрали трансформатора.

Для цепи заземления нейтрали трансформатора промышленность выпускает заземляющие разъединители типа ЗР-35-У1.

В нейтрали трансформатора устанавливается разрядник, предназначенный для защиты нейтрали от коммутационных и атмосферных перенапряжений. Разрядники должны быть выбраны на то напряжение, на которое выполнена изоляция нейтрали трансформатора.

В нейтрали трансформатора параллельно заземляющему разъединителю устанавливаются разрядники РВС 35 У1 (РВС 20У1).

Стоимость оборудования ОРУ 35кВ:

По таблице 10.25 с.576 (Л.1) (укрупненные показатели стоимости ОРУ:

Блок с 2-мя отделителями и 2-мя разъединителями:

КОРУ35 = 4,13*2*50=413 тыс. руб.

К расчету примем данные УПСС с учетом заданного коэффициента инфляции

Кинфл- 50.

Выбор трансформаторов ГПП 110/10кВ:

Количество трансформаторов устанавливается в зависимости от категории потребителей объекта по надежности электроснабжения. Понизительные под- станции выполняются с числом трансформаторов не более двух. При расчете мощности трансформаторов, как правило, определяющим условием является не экономический критерий, а нагрузочная способность, и мощность трансформаторов следует выбирать по допустимой нагрузке.

Допускается упрощенный выбор трансформаторов, в котором при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого из двух устанавливаемых трансформаторов выбирается по следующему условию

электропередача электроэнергия трансформатор напряжение

SТном?К1-2*Sнагр/(nТ-1)*Кавар= 1,0*21,33/(1*1,4)=15,24 МВА;

Где Sнагр - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме, МВА;

Кавар- - допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов;

К1-2 - коэффициент участия в нагрузке потребителей первой и второй категорий;

nТ - число трансформаторов на подстанции =2.

С учетом приведенных условий выбран тип трансформатора, его номинальная мощность и необходимые для дальнейших расчетов каталожные данные.

ТДН-16000/110/10 Потери Рхх=18кВт; Рк=85кВт; Uк=10,5%, стоимость 48тыс.руб. в ценах 1991 года.

Данные приняты из (Л.1).

Стоимость трансформаторов подстанции:

КТР110 = 48*2*50=4800 тыс. руб.

где КТР110 - стоимость силовых трансформаторов ГПП 110/10 кВ;

Стоимость подстанции:

Стоимость строительства рассчитывается как сумма стоимости основных элементов схемы: трансформаторов и основного коммутационного электрооборудования ОРУ.

КПСТ110=КТР110+КОРУ110 = 4800+1200=6000 тыс. руб.

где КТР110 - стоимость силовых трансформаторов ГПП 110/10 кВ;

КОРУ110- суммарная стоимость коммутационного оборудования ОРУ110кВ.

Выбор трансформаторов ГПП 35/10кВ:

Количество трансформаторов устанавливается в зависимости от категории потребителей объекта по надежности электроснабжения. Понизительные подстанции выполняются с числом трансформаторов не более двух. При расчете мощности трансформаторов, как правило, определяющим условием является не экономический критерий, а нагрузочная способность, и мощность трансформаторов следует выбирать по допустимой нагрузке.

Допускается упрощенный выбор трансформаторов, в котором при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого из двух устанавливаемых трансформаторов выбирается по следующему условию

SТном?К1-2*Sнагр/(nТ-1)*Кавар= 1,0*21,33/(1*1,4)=15,24 МВА;

Где Sнагр - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме, МВА;

Кавар - допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов;

К1-2 - коэффициент участия в нагрузке потребителей первой и второй категорий;

nТ - число трансформаторов на подстанции.

С учетом приведенных условий выбираются окончательно тип трансформатора, его номинальная мощность и находятся необходимые для дальнейших расчетов каталожные данные.

ТДНС-16000/35/10 Потери Рхх=17кВт; Рк=85кВт;Uк=10%, стоимость 49 тыс. руб. в ценах 1991года.

Стоимость трансформаторов подстанции:

КТР35 = 49*2*50=4900 тыс. руб.

где КТР35 - стоимость силовых трансформаторов ГПП 35/10кВ;

Стоимость подстанции:

Стоимость строительства рассчитывается как сумма стоимости основных элементов схемы: трансформаторов и основного коммутационного электрооборудования ОРУ.

КПСТ35=КТР35+КОРУ35 = 4900+413=5313 тыс. руб.

где КТР35 - стоимость силовых трансформаторов ГПП 35/10кВ;

КОРУ35- суммарная стоимость коммутационного оборудования ОРУ 35кВ

Расчет текущих издержек:

Суммарные годовые эксплуатационные издержки в сети (за год) определяются следующим образом,

UУ=UамУ+U ДWУ,

где - UамУ суммарные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание, руб./год;

UДWУ - суммарные издержки на покрытие потерь в элементах схемы электроснабжения, руб./год.

Эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание

Амортизационные издержки определяются по стоимости элементов схемы электроснабжения и годовым нормам отчисления. Ежегодные нормы отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛЭП, а также силового электротехнического оборудования распределительного устройства вычисляются путем суммирования норм отчислений на отдельные составляющие издержек

бВЛЭП ( бРУ )= ба+ бр + бо ,

где ба+ бр + бо - нормы отчислений на амортизацию, ремонт и обслуживание со- ответственно (табл. 4.6, 4.7 Л.5).

Суммарные эксплуатационные издержки ПС 110/10кВ определяем как:

Uам?110 =(бВЛЭП+ бРУ) К?;110= (0,1+0,004+0,004+0,067+0,029+0,03)*(19188+ 6000)=

=0,234*25188=5894 тыс. руб.

Где К?110 = КВЛЭП110 +КПСТ110

Суммарные эксплуатационные издержки ПС 35/10кВ определяем как:

Uам?35 = (бВЛЭП+бРУ) К?;35= (0,1+0,004+0,004+0,067+0,029+0,03)*( 15912+5313)=

=0,234*21225=4967 тыс. руб.

Издержки на покрытие потерь электроэнергии

ПС 110/10кВ:

Для нагрузок с типовой формой графика нагрузок (время максимальных потерь) можно определить по формуле:

фmax=(0,124+Тmax/10000)2*8760 =(0,124+2000/10000)2*8760=0,105*8760=920 час

где Тmax - число часов использования максимальной нагрузки (табл. 4.8 Л.5).

С использованием фmax потери электроэнергии в линии электропередачи

Рассчитываются

ДWВЛЭП110=Iрасч2*RВЛЭП110* фmax=472* 8*920=16 258 240Вт*ч=

= 16 258, 24 кВт*ч;

Где Iрасч - расчетный ток линии, А; RВЛЭП110 - сопротивление линии, Ом.

RВЛЭП110 0,617*13=8 Ом;

Данные по сопротивлению выбранного провода АС 70/11 взяты

из РД 153-34.0-20.527-98. С учетом сечения провода и усредненного расстояния между проводами. Для более точного расчета требуется определение расстояния.

РД 153-34.0-20.527-98 руководящие указания по расчету токов короткого замыкания

Активные потери электроэнергии в трансформаторе определяются потерями мощности при холостом ходе (или потери на нагревание стали, не зависящие от тока нагрузки) и потерями короткого замыкания (или потери в меди при номинальной нагрузке трансформатора). Данные примем по

ТДН-16000/110/10 Потери Рхх=18кВт; Рк=85кВт; Uк=10,5%, стоимость 48тыс.руб. в ценах 1991 года.

ДWТ110=8760* ДРхх+ ДРкз* фmax* Sнагр2 /Sном2=

=8760*18+85*920*(21330/2)2/160002=192 424,7 кВт*ч;

Потери электроэнергии в 2 параллельно работающих трансформаторах

ДWТУ110= n ДWТ110=2*192 424,7 = 384849,4 кВт*ч;

Тогда издержки на покрытие потерь электроэнергии

UДW110= в(ДWВЛЭП110+ ДWТУ110) = 1,1*(16 258, 240 +384849,4 ) =

= 441 218,4 (руб.) = 441,22(тыс. руб.)

ПС 35/10кВ:

Для нагрузок с типовой формой графика нагрузок (время максимальных потерь) можно определить по формуле:

фmax=(0,124+Тmax/10000)2*8760 =(0,124+2000/10000)2*8760=0,105*8760=920 час

где Тmax - число часов использования максимальной нагрузки (табл. 4.8 Л.1).

С использованием фmax потери электроэнергии в линии электропередачи

Рассчитываются

ДWВЛЭП35=Iрасч2*RВЛЭП35* фmax=1482* 6,3*920=126 955 584 Вт*ч=

=126 955,584 кВт*ч

Где Iрасч - расчетный ток линии, А; RВЛЭП35 - сопротивление линии, Ом.

RВЛЭП 0,483*13=6,3 Ом;

Данные по сопротивлению выбранного провода АС 120/19 взяты

из РД 153-34.0-20.527-98. С учетом сечения провода и усредненного расстояния между проводами. Для более точного расчета требуется определение расстояния.

Активные потери электроэнергии в трансформаторе определяются потерями мощности при холостом ходе (или потери на нагревание стали, не зависящие от тока нагрузки) и потерями короткого замыкания (или потери в меди при номинальной нагрузке трансформатора). Данные примем по трансформатору

ТДНС-16000/35/10 Потери Рхх=17кВт; Рк=85кВт;Uк=10%, стоимость 49 тыс. руб. в ценах 1991года.

ДWТ35=8760* ДРхх+ ДРкз*Sнагр2* фmax/Sном2=

=8760*17+85*(21330/2)2*920/160002=183664,7 кВт*ч;



Потери электроэнергии в 2 параллельно работающих трансформаторах

ДWТУ35= n ДWТ35=2*183664,7 = 367329,4 кВт*ч;

Тогда издержки на покрытие потерь электроэнергии

UДW35= в(ДWВЛЭП35+ ДWТУ35) = 1,1*(126 955,584 +367329,4) =

= 543 713,5 (руб.)= 543,714 (тыс. руб.)

Сравнение вариантов электропитания объекта

Сопоставление вариантов схемы внешнего электроснабжения осуществляют в результате расчетов сравнительной экономической эффективности капитальных вложений. Экономическим критерием, по которому определяют самый выгодный вариант, является минимум приведенных затрат (за год).

ЗУ110 = рнорм*К?110 + (Uам110+ UДW110)=

=0,12*(19188+ 4800+1200)+ (5894+ 441,22)= 9357,78 (тыс. руб.)

ЗУ35 = рнорм*КУ35 + (Uам35+ UДW35)=

=0,12*(15912+4900+413)+ (4967+ 543,714)= 8057,714 (тыс. руб.)

При сравнении вариантов - оптимальным напряжением подстанции будет 35/10кВ.

Первоначально примем данные по стоимости по отдельным единицам согласно таблиц (Л.1)

-2 разъединителя с двумя заземляющими ножами РНДЗ.2 - 110Б\1000УХЛ1,

стоимость 215 руб.

-2отделителя ОД-110/1000УХЛ1, стоимость180руб.

-4 разрядника типа РВС-110МУ1, стоимость 185 руб.

-2 заземлителя ЗОН-110М-2УХЛ1, Iном=400А, 25руб.

Суммарная стоимость КОРУ110 = 2*215+2*180+4*185+2*25=1247рублей в ценах 1991года;

С учетом инфляции КОРУ110 =1247*50=62350руб.



Литература

1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989

2. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. М.: Энергоатомиздат, 1991

3. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. М.: Энергоатомиздат, 1990

4. Правила устройства электроустановок. 7-е издание. - Министерство Энергетики РФ, М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003

5. Методические указания к выполнению контрольной работы.

Новосибирск. Кафедра систем электроснабжения предприятий. 2007г.

6. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию (в двух томах)

Под общей редакцией А.А. Федорова Москва, ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1986

7. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию (в двух томах)

Под общей редакцией А.А. Федорова Москва, ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1987-592с.

Размещено на Allbest.ru

...