Таблица 4.9.
Параметры линий (N=2) схемы №2
|
Линия |
Uhom ,кВ |
Ip. А |
F, мм2 |
L, км |
Ro, Ом/км |
R, Ом |
Хо, Ом/км |
X, Ом |
|
ИП-1 |
110 |
86,22 |
120 |
21 |
0.249 |
2,6 |
0.427 |
4.5 |
|
2-5 |
110 |
32,43 |
70 |
28 |
0.428 |
6.0 |
0.444 |
6.2 |
|
ИП-2 |
110 |
75,63 |
120 |
43,4 |
0.249 |
5.4 |
0.427 |
9.3 |
|
ИП-4 |
110 |
81,1 |
120 |
44,8 |
0.249 |
5.6 |
0.427 |
9.6 |
|
4-3 |
35 |
18,92 |
70 |
23,8 |
0.428 |
5,1 |
0.427 |
5.1 |
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
|
t, час № пункта |
0-4 |
4-8 |
8-12 |
12-16 |
16-20 |
20-24 |
|
1 |
19,2 |
25,6 |
32 |
19,2 |
19,2 |
19,2 |
= 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
=0,012∙165,97=1,99 тыс_руб
Таблица 5.1.
Расчет затрат для линий схемы №1.
|
линия |
Капиталовложения |
Издержки |
|||||||
|
|
КО, тыс.р/км |
L, km |
Квл. тыс.р. |
W, МВт*ч |
Тт. ч |
τ, ч |
∆WBJ1 ,МВт*ч |
И∆Wвл тыс. р. |
Иаор тыс.р |
|
ИП-1 |
57 |
21 |
1197 |
107520.0 |
3360 |
1853.6 |
1050.18 |
12.6 |
9.6 |
|
2-5 |
57 |
26,6 |
1516.2 |
111648.0 |
4000.0 |
2405.3 |
1058,33 |
12.7 |
12.13 |
|
ИП-2 |
57 |
43,4 |
2473.8 |
66989 |
4187 |
2579.8 |
366.89 |
4.4 |
19.79 |
|
ИП-4 |
57 |
44,8 |
2553,6 |
85596.8 |
3722.0 |
2159.0 |
635.64 |
7.63 |
20.43 |
|
4-3 |
50 |
32,2 |
1610 |
111648 |
3722 |
2156.49 |
1080.18 |
12.96 |
12.88 |
|
К |
9576.0 |
125.12 |
|||||||
Таблица 5.2.
Каталожные данные трансформаторов схемы №1.
|
ПС |
Тип |
МВА |
Каталожные данные |
Расчетные данные |
|||||||
|
, кВ |
Uк, % |
Рк, кВт |
Рх, кВт |
Iх, % |
Ом |
Ом |
квар |
||||
|
ВН |
НН |
||||||||||
|
1 |
ТРДН-25000/110 |
25 |
115 |
10,5 |
10,5 |
120 |
27 |
0,7 |
2,54 |
55,9 |
175 |
|
2 |
ТДН-10000/110 |
16 |
115 |
11 |
10,5 |
60 |
14 |
0,7 |
7,95 |
139 |
70 |
|
3 |
ТДН-10000/110 |
10 |
115 |
11 |
10,5 |
60 |
14 |
0,7 |
7,95 |
139 |
70 |
|
4 |
ТДНТ-25000/110 |
25 |
115 |
38,5/11 |
10,5/17/6 |
100 |
23 |
1,0 |
2,6/2,6/2,6 |
88,9/0/52 |
160 |
|
5 |
ТДН-10000/110 |
10 |
115 |
11 |
10,5 |
60 |
14 |
0,7 |
7,95 |
139 |
70 |
