∆Рт = 2×(25+0,422×120) = 92,53 кВт,
1255,36 квар.
Потери электрической энергии в трансформаторах по (4.1):
∆Ат = 2·(25 ∙8760 + 0,42·120·1255,36) = 531516 кВт∙ч.
Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции по (4.2 – 4.6).
Нагрузка в начале линии:
кВА.
Расчетный ток одной цепи линии:
А.
Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):
Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока jэ=1,1 А/мм2:
мм2.
Выбираю ближайшее стандартное сечение. Провод АС-70/11, Iдоп = 265 А, r0=0,42 Ом/км, х0=0,416 Ом/км. Выбранный провод проходит по условию коронирования.
Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 265 > 184 А
Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:
ΔАл = 2·(3·572·0,42·2·2199)/1000 = 35385 кВт·ч.
Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП по формулам (4.8 – 4.13). Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.2. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы Sс = 5000 MBA. Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение Uб = 115 кВ.
Рисунок 4.2 - Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания 110 кВ.
Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:
о.е.
Сопротивление воздушной линии 110 кВ в относительных единицах:
Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X1 = XС = 0,29 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания):
кА.
Ударный ток короткого замыкания:
iу = кА,
где Ку =1,72- ударный коэффициент.
Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.
Намечаем к установке выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый
t = 0,01 + 0,05 = 0,06 с.
Апериодическая составляющая:
Ia.t = = 4,81 кА,
где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Та = 0,03 с.
Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:
Вк = 25,12 ∙ (0,06 + 0,03) = 56,71 кА2 ∙ с.
Определим ток короткого замыкания в точке К-2:
Х2 = Х1 + ХЛ = 0,2+0,06 = 0,26 о.е,
.
Устанавливаем выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый колонкового типа.
Вк = 19,12 ∙ (0,06 + 0,03) = 32,8 кА2 ∙ с.
Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.2.
Таблица 4.2-Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции.
Расчётные данные
Каталожные данные
Выключатель
Разъединитель
ВГТ-110-40/2500 У1
РДЗ - 110 - 1000 - У1
U, кВ
110
Uном, кВ
Imax, А
175,72
Iном, А
2500
1600
Iп,о=Iп,τ, А
25,10
Iоткл, кА
40
-
Iat, кА
4,81
iа ном, кА
40,00
Iуд, кА
61,06
iдин, кА
102
100
Bk, кА^2 ∙ с
56,71
Iтерм^2*tтерм
4800
Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-110/77, в нейтраль силового трансформатора включаем ОПН-У-110/56, ЗОН-110У-IУ1 (Iн = 400 А, tтер = 119 кА2с).
На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.
При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.
Годовые приведенные затраты:
, (4.14)
Еi = Ен + Еаi + Еmрi , (4.15)
где Еi – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Ен, отчислений на амортизацию Еаi и расходов на текущий ремонт.
Кi – сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников.
Сэ – стоимость годовых потерь электроэнергии.
При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
Сэ = (∆Ат + ∆Ал)∙С0 , (4.16)
, (4.17)
где С0 – удельная стоимость потерь электроэнергии;
α – основная ставка тарифа;
Показатели вариантов сведены в таблицы 4.3 и 4.4.
Таблица 4.3- Технико - экономическое сравнение - 35 кВ
Электроэнергия
α, р/(кВт*год)
2163,36
τ, ч
2199
β, р/(кВт*ч)
1,04
Км
0,93
δ
1,02
Со, р/(кВт/ч)
1,99
Наимен-ие оборуд-ия
Единицы измерения
Количество
Стоим.ед., тыс. руб.
Кап. вложения, тыс. руб.
Отчисления, о.е.
Затраты, тыс.руб.
Потери эл. эн-ии, кВт*ч
Стоим. потерь электр-ии, тыс. руб.
Ен
Етр
Еа
Итого
Трансформатор силовой
шт
2
4500
9000
0,12
0,01
0,063
0,19
1737
526174
1 049
ТРДН-25000/35
ВЛ 35 кВ на ЖБ опорах
км
480,5
961
0,004
0,028
0,15
146,1
99374
198
4
300
1200
231,6
ВГБЭ-35-40/630 У1
6
70
420
81,1
РДЗ-35-1000-УХЛ1
ОПН
13
78
15,1
ОПН - 35У1
Трансформатор тока
5
30
0,25
7,50
ТВ-35-1200
ИТОГО
11689
2218
625548
1247
Таблица 4.4- Технико - экономическое сравнение - 110 кВ
Наим-ие оборуд-ия
Стоим.ед., тыс. руб
Потери эл. эн-и, кВт*ч
Стоим. потерь эл/эн-ии, тыс. руб.
6000
12000
2316
531516
1 017
ТРДН-25000/110
ВЛ 110 кВ на ЖБ опорах
262,1
524
0,005
0,035
0,16
83,9
35385
68
850
3400
656,2
105
630
121,6
РДЗ-110-100-У1
ОПН - 110-У-110/77
35
210
40,53
ОПН-У-110/56
32
64
12,35
ЗОН-110-У-IУ1
20
7,72
16,5
99
19,11
ТВ-110I-200
16967
3257
566901
1084
Таблица 4.5 - Сравнение экономических показателей
Вариант
Кап. затраты, тыс. руб.
Приведённые кап. затраты, тыс. руб.
Потери эл. энергии, кВт*ч
Стоимость потерь, тыс. руб
Приведённые затраты, тыс. руб.
35 кВ
11 689
2 218
625 548
1 247
3 466
110 кВ
16 967
3 257
566 901
1 084
4 342
Вариант 110 кВ экономичнее на 20,18%, что более 15% поэтому окончательно выбираем вариант 110 кВ.
Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели, в первую очередь приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих подстанций.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9
