Проектирование электрической сети напряжением 35-110 кВ

==74.5 кВ

Линия ИП-2.

28 МВт

Таблица 4.2.

==72,5 кВ

Линия ИП-4.

30 МВт

Таблица 4.3.

==75 кВ

Таблица 4.4.

Расчетные параметры линий для выбора напряжения

Выбор напряжения линий для схемы №4

Таблица 4.5.

Расчетные параметры линий для выбора напряжения

Т.к. источником питания является КЭС, то напряжение линий от ИП выбираем 110 кВ.

4.3 Выбор сечения проводов

Критерием для выбора сечений проводов ВЛ являются минимальные затраты. Сечение проводов ВЛ выбирают с использованием метода нормированной плотности тока.

 =

где - сечение провода, - расчетный ток, протекающий по проводу

 - нормированная плотность тока

N – число цепей линии

- номинальное напряжение линии

 зависит от числа часов использования максимума нагрузки

W год = *+* 

где  = ∑(*) МВт*ч

= · МВт*ч

Проверка сечения проводится по двум условиям.

1. По нагреву.

Берем наиболее загруженное время (зима), поправочный коэффициент 1.29.

2. По электрической короне.

 Для 110 кВ сечение провода марки АС должно быть не меньше 70 .

Расчет первой схемы.

Линия ИП-1.

=86,22 А

=19,2·16+25,6·4+32·4 = 537,6 МВт*ч

W год = 537,6·200+537,6·165·0,55 = 1,56· МВт*ч

Выбираем провод АС 120/19 = 0,249 Ом/км, = 0,427 Ом/км.

Таблица 4.6.

Выбор сечений проводов линий.

Проверка:

= 503≥2∙= 172,44 А

Провод подходит.

На линиях 2-5 и 4-3 расчетным сечением является 50 , но оно не проходит по короне, берем 70 .

Таблица 4.7.

Параметры линий (N=2) схемы №1

Расчет второй схемы

Таблица 4.8.

Выбор сечений проводов линий.

Таблица 4.9.

Параметры линий (N=2) схемы №2

4.4 Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов у потребителей сводится к выбору числа, типа и мощности трансформаторов. У нас все подстанции (кроме 3) двухтрансформаторные, так как в каждом пункте есть потребители I категории. Будем брать трансформаторы только с РПН (регулирование под нагрузкой).

 Номинальная мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции определяется аварийным режимом работы. При установке двух трансформаторов, их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей. Найдем зимнюю эквивалентную температуру для рассматриваемого района.

≈ -7,6 °С ≈10°С.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки.

 Необходима проверка возможности использования трансформатора меньшей мощности.

где  - коэффициент недогрузки

 - коэффициент перегрузки

 - коэффициент максимума

Сравниваем  с : если >0,9*, то =

если <0,9*, то =0,9*,

в случае корректировки заменяем на h

где  - мощность трансформатора на недогруженном участке в МВА;

∆t – продолжительность участка в часах

 - мощность трансформатора на перегруженном участке в МВА;

∆h – продолжительность участка в часах

Расчет первой схемы.

Выбор трансформатора в пункте 1.

Таблица 4.10.

Суточный график активной нагрузки Т1, МВт

= 28,74 МВА

Выполняется проверка возможности использовать трансформатор меньшей мощности (Sh= 16 МВА).

= 1,232 = 1,45 = 33,1/16=2,07

В этой главе было составлено четыре варианта схем сети, из которых выбрали два наиболее рациональных, исходя из требований надежности к электрической сети. Для выбранных вариантов выбрали напряжения каждой линии, сечение проводов, трансформаторы.

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ НАИБОЛЕЕ РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА

Для выбора лучшего варианта схемы сети из двух, для каждой схемы необходимо провести технико-экономический расчёт. Наиболее рациональным будет вариант с минимумом приведенных затрат. Затраты определяются по формуле

3=EH-KZ + HZ + y ,

где  - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений (считаем его равным 0.12, т.е окупаемость за 8 лет);

- суммарные капиталовложения;

- суммарные издержки (эксплуатационные расходы);

У- ущерб от недоотпуска электроэнергии (считаем равным 0, т.к. линии двухцепные)

=  +

 =Ко*L,

Где  - капиталовложения на постройку ВЛ;

 - капиталовложения на постройку ПС;

Ко - удельная стоимость ВЛ тыс.руб./км , L - длина линии;

=+ ++

= + - суммарные издержки;

= + - издержки в линии;

а - амортизация, о - обслуживание, р- ремонт;

 - издержки от потерянной электроэнергии в ВЛ;

  - издержки от потерянной электроэнергии в ТР;

= ·

=∙

 - стоимость 1 кВт*ч потерянной электроэнергии;

=∙τ·

=

Время потерь

= - годовые потери электроэнергии в трансформаторах

=0,8%  = 5,9%

В качестве схем ОРУ будем использовать схему 110-4н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».

Расчет первой схемы.

Линия 2-5

=57∙26,6=1516,2 тыс_руб.

= 11,2∙8+20∙8+28∙4+5,6∙4=384 МВт∙ч

W год = 384∙200+384∙165∙0,55=111648 МВт∙ч

=МВт

=0,069∙2405,3=165,97 МВт∙ч

Страницы: 1, 2, 3, 4